Методика поверки «Государственная система обеспечения единства измерений СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ No 89 ЦПС УПНГ УНП-1» (Код не указан!)
Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии (Госстандарт)
Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Тюменской области, Ханты-Мансийском автономном округе - Югра, Ямало-Ненецком автономном округе»
(ФБУ «Тюменский ЦСМ»)
![Методика поверки. Государственная система обеспечения единства измерений СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ No 89 ЦПС УПНГ УНП-1. ОЕИ Аналитика](mp_html/13574065476589ad5c0ca2f_files/13574065476589ad5c0ca2f-1.jpg)
Д.С. Чередников
г.
директора по метрологии ЦСМ»
Государственная система обеспечения единства измерений
СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ № 89 ЦПС УПНГ УНП-1Методика поверки
Тюмень
2018
Разработана
![Методика поверки. Государственная система обеспечения единства измерений СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ No 89 ЦПС УПНГ УНП-1. ОЕИ Аналитика](mp_html/13574065476589ad5c0ca2f_files/13574065476589ad5c0ca2f-2.jpg)
ФБУ «Тюменский ЦСМ»
Главный метролог
P.O. Сулейманов
Начальник отдела метрологического обеспечения производства
Л.А. Каражова
Инженер по метрологии
М.Е. Майоров
Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти № 89 ЦПС УПНГ УНП-1 (далее - СИКН), заводской номер 89.
Инструкция устанавливает порядок проведения первичной и периодической поверки СИКН.
Интервал между поверками - 1 год.
В настоящем документе приняты следующие сокращения:
ИК - измерительный канал;
MX - метрологические характеристики;
ПО - программное обеспечение;
per. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений
СИКН - система измерений количества и показателей качества нефти;
СИ - средства измерений;
МПР - массовый преобразователь расхода;
ПУ - поверочная установка.
1 Операции поверки
При проведении поверки выполняют следующие операции:
-
1.1 Внешний осмотр (6.1).
-
1.2 Опробование (6.2).
-
1.3 Поверка средств измерений, находящихся в составе СИКН (6.3.1).
-
1.4 Определение метрологических характеристик измерительного канала массового расхода нефти (6.3.2).
2 Средства поверки
-
2.1 Для определения метрологических характеристик измерительного канала массового расхода нефти СИКН на месте эксплуатации применяются следующие средства поверки:
-
2.1.1 Поверочная установка с диапазоном воспроизведения значений объемного расхода, соответствующим диапазону измерений поверяемого расходомера, в том числе трубопоршневая поверочная установка (рабочий эталон 1-го или 2-го разряда согласно государственной поверочной схеме для средств измерений массы и объема жидкости, утвержденной приказом Росстандарта от 07.02.2018 № 256).
-
2.1.2 Поточный плотномер с диапазоном измерения плотности, соответствующим диапазону плотности нефти и пределами допускаемой абсолютной погрешности ± 0,3 кг/м3.
-
2.1.3 Измерительно-вычислительный комплекс с пределами допускаемой относительной погрешности преобразования входных электрических сигналов в значение коэффициента преобразования МПР ± 0,05 %
-
-
2.2 Другие средства измерений, входящие в состав СИКН, поверяются в соответствии с методиками поверки указанными в таблице 2.
3 Требования безопасности
-
3.1 При организации и производстве работ по поверке СИКН необходимо выполнять требования безопасности, изложенные в следующих документах:
-
3.1.1 Приказ Ростехнадзора от 12.03.2013 № 101 «Об утверждении Федеральных норма и правил в области промышленной безопасности» ;
-
3.1.2 ПУЭ «Правила устройства электроустановок»;
-
3.1.3 Федеральный закон от 10.01.2002 г. № 7-ФЗ «Об охране окружающей среды» и другие законодательные акты по охране окружающей среды, действующие на территории РФ;
-
3.1.4 Эксплуатационные документы средств измерений, входящих в состав СИКН;
-
3.1.5 Эксплуатационные документы на средства поверки и вспомогательное оборудование;
-
3.1.6 Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти № 89 ЦПС УПНГ УНП-1;
-
3.1.7 Методики поверки СИ, входящих в состав СИКН.
-
4 Условия поверки
-
4.1 Условия проведения поверки должны соответствовать требованиям, установленным в методиках поверки на СИ, входящих в состав СИКН.
5 Подготовка к поверке
-
5.1 Подготовка СИКН к проведению поверки производится в соответствии с требованиями документов:
-
- Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти № 89 ЦПС УПНГ УНП-1;
-
- техническая документация изготовителей средств измерений, входящих в состав СИКН.
При подготовке к поверке соблюдают условия, установленные в методиках поверки СИ, входящих в состав СИКН.
-
5.2 Перед проведением поверки выполняют следующие операции:
-
- демонтаж средств измерений СИКН (при необходимости);
-
- установка и соединение с эталонными и вспомогательными СИ;
-
- проверяют заземление средств измерений, работающих под напряжением;
-
- проверяют герметичность (отсутствие протечек) системы;
-
- проводят установку нуля, конфигурирование сигналов (при необходимости).
6 Проведение поверки
-
6.1 Внешний осмотр
При внешнем осмотре должно быть установлено соответствие СИКН следующим требованиям:
-
- комплектность СИКН должна соответствовать технической документации;
-
- на элементах СИКН не должно быть механических повреждений и дефектов покрытия, ухудшающих внешний вид и препятствующих применению;
-
- надписи и обозначения на элементах СИКН должны быть четкими и соответствовать технической документации.
-
6.2 Опробование
Опробование проводят в соответствии с инструкцией по эксплуатации СИКН. При опробовании проверяют работоспособность средств измерений СИКН без определения метрологических характеристик. Результаты проверки считаются удовлетворительными, если показания средств измерений устойчивые, значения параметров лежат в установленном пределе и в списке внештатных ситуации отсутствуют информация о сбоях систем СИКН.
-
6.2.1 Подтверждение соответствия программного обеспечения.
При проведении проверки идентификационных данных ПО проверяют соответствие идентификационных данных (контрольной суммы, номера версии и идентификационного наименования) ПО указанным в описании типа.
Для просмотра идентификационных данных ПО контроллера измерительного «FloBoss S600» необходимо нажать цифру 5 (system settings), затем цифру 7 (software version) далее нажатием вправо листать до страницы 11.
Для идентификации данных ПО автоматизированного рабочего места АРМ оператора «Cropos» необходимо войти в систему под сервисным инженером, свернуть все окна win+D и запустить на рабочем столе ярлык «проверка контрольной cyMMbi.dat».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки) |
ИВК «FloBoss S600» |
АРМ «Cropos» |
Идентификационное наименование ПО |
S600 |
Doc.exe |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
2.6.0.0 |
2.1.1.174 |
Цифровой идентификатор ПО |
- |
95644b8d |
Результаты проверки считаются удовлетворительными, если показания средств измерений устойчивые, значения параметров лежат в установленном пределе и в списке внештатных ситуации отсутствуют информация о сбоях систем СИКН, а идентификационные данные ПО соответствуют приведенным в таблице 1.
-
6.3 Определение метрологических характеристик
-
6.3.1 Поверка средств измерений, находящихся в составе СИКН
-
Определение погрешности СИ, входящих в состав СИКН, проводят в соответствии с НД, приведенными в таблице 2.
Таблица 2 - Перечень НД на методики поверки СИ
Наименование СИ |
Методика поверки |
Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMF 400 |
МП 45115-16 «ГСИ. Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion. Методика поверки» с изменением №1, утвержденным ФГУП «ВНИИМС» 22.12.2016 г. МИ 3151-2008 «Рекомендация. ГСИ. Преобразователи расхода массовые. Методика поверки на месте эксплуатации трубопоршневой поверочной установкой в комплекте с преобразователем плотности» |
Датчики температуры Rosemount 644, 3144Р |
МП 4211-024-2015 «Датчики температуры Rosemount 644, 3144Р. Методика поверки» утвержденная ФГУП «ВНИМС» 30.12.2015г. |
Датчики температуры 644, 3144Р |
«Датчики температуры 644, 3144Р. Методика поверки» утвержденная ФГУП «ВНИИМС» в августе 2008 г. |
Преобразователи давления измерительные 3051 мод. 3051TG |
МИ 1997-89 «Рекомендация. Преобразователи давления измерительные. Методика поверки» МП 14061-10 «Преобразователи давления измерительные 3051. Методика поверки» утвержденная ФГУП «ВНИИМС» 08 февраля 2010 г. МП 4212-021-2015 «Преобразователи давления измерительные 3051. Методика поверки» утвержденная ФБУ «Челябинский ЦСМ» в феврале 2015 г. |
Преобразователи плотности жидкости измерительные 7835 |
МИ 2326-95 «ГСИ. Датчики плотности жидкости вибрационные поточные фирмы «Шлюмберже». Методика поверки» МИ 2816-2012 «ГСИ. Преобразователи плотности поточные. Методика поверки на месте эксплуатации» |
Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм |
МИ 2366-2005 «ГСИ. Влагомеры нефти типа УДВН. М етоди ка п о верки »; МП 0309-6-2015 «Инструкция. ГСИ. Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм. Методика поверки» |
Контроллеры измерительные ROC/FloBoss мод. FloBoss S600 |
«Контроллеры типа ROC и FloBoss». Методика поверки», утвержденная ФГУП «ВНИИМС» в мае 2002 г. |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
Установка трубопоршневая поверочная стационарная ОЗНА-Прувер С-0,05-500-6,3 |
МИ 1972-95 «Рекомендация. ГСИ. Установки поверочные трубопоршневые. Методика поверки поверочными установками на базе весов ОГВ или мерников», утвержденная ФГУП «ВНИИР» 24.07.1995 г. МИ 2974-2006 «Рекомендация. ГСИ. Установки поверочные трубопоршневые 2-го разряда. Методика поверки трубопоршневой установкой 1-го разряда с компаратором», утвержденная ФГУП «ВНИИР» 21.01.2006 г. |
Примечание - В случае использования в составе СИКН счетчиков-расходомеров массовых Micro Motion модели CMF 400 в описании типа которых отсутствуют методики поверки, указанные в данной таблице, проводят определение MX ИК массового расхода по п. 6.3.2 настоящей методики. |
Результаты поверки считаются положительными, если средства измерений, указанные в таблице 2 имеют действующие свидетельства о поверке.
Средства измерений, не участвующие в определении массы нефти, или результаты измерений которых не влияют на погрешность измерений массы нефти, подлежат калибровке (или поверке в добровольном порядке) аккредитованными в области обеспечения единства измерений организациями в соответствии с действующими НД
6.3.2 Определение метрологических характеристик измерительного массового расхода нефти
канала
Определение MX ИК массового расхода нефти СИКН проводят в случае модели
использования в составе СИКН счетчиков-расходомеров массовых Micro Motion CMF 400 в описании типа которых отсутствуют методики поверки, указанные в таблице 2.
Определение относительной погрешности измерения массы брутто нефти проводят не менее чем в трех точках диапазона измерения массового расхода нефти (далее — точках расхода), включая минимальное и максимальное значение. В каждой точке расхода проводят не менее пяти измерений (для контрольно-резервной линии — не менее семи).
Устанавливают выбранное значение массового расхода по показаниям МПР. Отклонение значения массового расхода от установленного значения в процессе поверки не должно превышать 2,5 %. Результаты измерений заносят в протокол.
Массу рабочей жидкости, определенную с помощью ТПУ за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода М™у } т, вычисляют по формуле:
илГПУ —х/ГПУ ПП ,п-3
где
где
ма =vnpji -Pnpji-IG (1)
Vnpjj - вместимость калиброванного участка ТПУ, приведенная к рабочим условиям, м3;
р„рР - плотность нефти, измеренная поточным ПП и приведенная к рабочим условиям ТПУ при i-м измерении в j-й точке расхода, кг/м3.
Pmy.n vSr=vr-[l+3a,-(t™y-20)]-(l+0,95^/) (2)
V'"y - вместимость калиброванного участка ТПУ при стандартных условиях (температура 20 °C и избыточное давление 0 МПа), м3; at - коэффициент линейного расширения материала стенок КП, 1/°С;
- среднее значение температуры нефти в ТПУ за время i-oro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, °C;
Р™у - среднее значение избыточного давления нефти в ТПУ за время i-oro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, МПа;
D - внутренний диаметр калиброванного участка ТПУ, мм;
S - толщина стенок калиброванного участка ТПУ, мм;
Е - модуль упругости материала стенок калиброванного участка ТПУ, МПа. ЛТлПн.о ( .ТПУ ,ПП\][11а| / пГПУ Г)ПЛ\1 PnPj,=Pji -li+PjAtji -tji )Н1+уДрл ~pji
p'"1 -плотность нефти за время i-oro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, кг/м3;
Рр - коэффициент объёмного расширения нефти, 1/°С (Приложение Б);
Yji - коэффициент сжимаемости нефти, 1/МПа (Приложение Б).
Значение массы нефти брутто за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода Afji, т, снимают с монитора АРМ-оператора сикн.
Для каждого i-ro измерения в j-й точке расхода определяют значения массы рабочей жидкости, измеренное с помощью СИКН (М,7):
(4) где Njj - количество импульсов выдаваемое массомером при i-ом измерении в j-й точке диапазона измерений массового расхода, имп;
КРконф- коэффициент преобразования по импульсному выходу, имп/т. Определяют коэффициент коррекции измерения массы при i-ом измерении в j-й точке диапазона измерений массового расхода MF/
мтпу
диап Г'
где MF "™ - коэффициент коррекции измерений массы, установленный в МПР
по результатам поверки.
Вычисляют среднее арифметическое значение коэффициента коррекции в j-й то точке рабочего диапазона измерений массового расхода MFp
(6) где nj - количество измерений в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода;
С КО результатов измерений в рабочем диапазоне измерений массового расхода sZ , ______________
—г--100 (7)Проверяют выполнение условия:
Sauan <0,03 (8)
При выполнении данного условия продолжают обработку результатов измерений. При невыполнении условия (8) дальнейшую обработку результатов прекращают, выясняют и устраняют причины. Повторно проводят измерения.
Границу неисключенной систематической погрешности СИКН в рабочем диапазоне измерений массового расхода вычисляют по формулам:
— 1,1 * V &ТПУ + ^ПП + $ + + &MF+ домас
(9)
где бгпу - пределы допускаемой относительной погрешности ТПУ, %;
бпп - пределы допускаемой относительной погрешности ПП, %, определяют по формуле:
![Методика поверки. Государственная система обеспечения единства измерений СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ No 89 ЦПС УПНГ УНП-1. ОЕИ Аналитика](mp_html/13574065476589ad5c0ca2f_files/13574065476589ad5c0ca2f-3.jpg)
(10)
где Ann - пределы допускаемой абсолютной погрешности ПП, кг/м3;
Рпп min - минимальное значение плотности нефти за время проведения поверки, кг/м3;
0, - составляющая систематической погрешности, обусловленная
погрешностью измерения температуры, %, определяют по формуле:
Ф — Рж max' >/А^П7У + Д * 100 (1 1)
где рж щах - максимальное значение коэффициента сжимаемости нефти, 1/°С;
At-my, Atnn - пределы допускаемой абсолютной погрешности датчиков температуры, используемых для измерения температуры нефти в ТПУ и ПП, соответственно, °C (Приложение Г);
6к - пределы допускаемой относительной погрешности ИВК при вычислении К-фактора массомера, %;
0mf - составляющая систематической погрешности, вызванная усреднением коэффициента коррекции в рабочем диапазоне, %, определяют по формуле:
![Методика поверки. Государственная система обеспечения единства измерений СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ No 89 ЦПС УПНГ УНП-1. ОЕИ Аналитика](mp_html/13574065476589ad5c0ca2f_files/13574065476589ad5c0ca2f-4.jpg)
MFj-MFduan MFди an
•100
max
(12)
5о мае - пределы относительной погрешности стабильности нуля массомера, %, определенная по формуле:
(13)
Границу случайной погрешности СИКН в рабочем диапазоне расхода при доверительной вероятности Р=0,95, £, %, вычисляют по формулам:
![Методика поверки. Государственная система обеспечения единства измерений СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ No 89 ЦПС УПНГ УНП-1. ОЕИ Аналитика](mp_html/13574065476589ad5c0ca2f_files/13574065476589ad5c0ca2f-5.jpg)
(14)
где е - граница случайной погрешности в рабочем диапазоне измерений массового расхода, %;
to,95 - квантиль распределения Стьюдента для количества измерений в рабочего диапазоне измерений массового расхода (Приложение В).
1 раница относительной погрешности СИКН в рабочем диапазоне расхода при доверительной вероятности Р=0.95:
I \Z,p]-(&+e) если
<5=1
0,8<-^-<8
>8
3. если
![Методика поверки. Государственная система обеспечения единства измерений СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ No 89 ЦПС УПНГ УНП-1. ОЕИ Аналитика](mp_html/13574065476589ad5c0ca2f_files/13574065476589ad5c0ca2f-6.jpg)
(15)
где Z(p) - коэффициент, зависящий от соотношения случайной и неисключенной систематической погрешностей (Приложение В).
Результат считают положительным, если значение относительной погрешности измерения массы брутто нефти не превышает ± 0,25 % - для рабочей ИЛ, ±0,20 % - для контрольно-резервной ИЛ.
Если данные условия не выполняются, то рекомендуется:
- увеличить количество измерений в точках рабочего диапазона измерений
массового расхода;
-
- уменьшить рабочий диапазон измерений массового расхода;
-
- установить коррекцию ИК массового расхода по давлению (при отсутствии коррекции).
При повторном невыполнении данных условий поверку прекращают.
Результаты определения MX каналов массового расхода оформляют в виде протоколов в соответствии приложением А. Допускается оформлять протоколы определения MX каналов массового расхода с использованием ИВК обеспечивающего формирование протоколов поверки МПР по МИ 3151-2008.
7 Оформление результатов поверки
-
7.1 Результаты поверки СИ. входящих в состав СИКНС, оформляют в соответствии с требованиями соответствующих разделов нормативных документов по поверке, приведенных в таблице 2.
-
7.2 Результаты определения MX каналов массового расхода оформляют в виде протоколов в соответствии приложением А. Допускается оформлять протоколы определения MX каналов массового расхода с использованием ИВК обеспечивающего формирование протоколов поверки МПР по МИ 3151-2008.
-
7.3 Если результат поверки положителен, на СИКН оформляется свидетельство о поверке в соответствии с приложением 1 к Порядку проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке, утвержденному приказом Минпромторга России от 2 июля 2015 г. № 1815. На обратной стороне свидетельства указываются следующие данные:
-
- диапазон расходов по СИКН;
-
- пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти;
-
- пределы допускаемой относительной погрешности измерений масса нетто нефти.
-
7.4 Если результат поверки отрицательный, СИКН к эксплуатации не допускается, свидетельство о поверке аннулируют и выдают извещение о непригодности в соответствии с приложением 2 к Порядку проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке, утвержденному приказом Минпромторга России от 2 июля 2015 г. № 1815.
-
7.5 Примечание - при документально оформленном плановом выводе из эксплуатации измерительных линий СИКН (консервация, капитальный ремонт и т.д.) допускается оформление положительного результата поверки СИКН в ограниченной комплектности.
Приложение А
(рекомендуемое)
Форма протокола метрологических характеристик измерительного канала массового расхода нефти
Протокол №___
Место проведения_________________, ИЛ №______________________
СРМ_____________________________, зав. №______________________
ТПУ______________________________, зав. №_______________________
ПП________________________________, зав. №________________________
ИВК_____________________________, зав. №______________________
Рабочая жидкость___________________
Таблица А.1 - Исходные данные
Детекторы |
у™ у о » м3 |
бтпу, % |
D, мм |
S, мм |
Е, МПа |
а„°С-' |
Atmy, °C |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
Окончание таблицы А.1
Atnn, °C |
Дрпп, кг/м ' |
8К, % |
КБконф, имп/т |
ZS, т/ч |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
Таблица А.2 - Результаты измерений и вычислений
№точ/ №изм |
Qii, т/ч |
Детекторы |
Tji, С |
ТПУ > °C |
рТПУ МПа |
пл Ра , кг/м3 |
ПП Ijf , °C |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
1/1 | |||||||
• •• |
... |
• • • |
• • • |
• • • |
• • • | ||
1/П1 | |||||||
••• |
• • • |
... |
• • • |
... |
... | ||
т/1 | |||||||
• •• |
... |
• • • |
... |
... | |||
Ш/Пт |
Окончание таблицы А.2
№точ/ №изм |
рпп » МПа |
Nji, имп |
уГПУ v npji > м3 |
ПП Pnpji ’ кг/м3 |
„ТПУ Mji , T |
Мл,т |
MFji |
1 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
14 |
15 |
1/1 | |||||||
• •• |
• •• |
... |
... |
... |
• • • | ||
1/П| | |||||||
• • • |
• • • |
• •• | |||||
т/1 | |||||||
• • • |
... |
... |
... |
• • • |
• • • | ||
т/пт |
Таблица А.З - Результаты поверки в точках рабочего диапазона
№ точ. |
Qi, т/ч |
MFj |
Tmf ^диап » % |
бомас, % |
MF диап |
Кгр |
£,% |
Os, % |
8,% |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
1 | |||||||||
• • • |
• • • | ||||||||
m |
Заключение: ПК к дальнейшей эксплуатации _________________
(годен, не годен)
Подпись лица, проводившего поверку
________________________/
подпись
________20 г.
И.О. Фамилия
Дата проведения поверки «_____»___
Приложение Б
Определение коэффициентов объемного расширения и сжимаемости нефти
Коэффициент сжимаемости yt, 1/МПа, рассчитывают по формуле:
/ . . А . о,87096-Ю6 , 4,2092-t-10\ ,„-з
у( = ехр (-1,62080+0,00021592 • t+—---j• 10
Р15
Р15
(Б.1)
где t - температура нефти, °C;
pis - плотность нефти при температуре 15 °C, 1/°С.
Коэффициент объёмного расширения рассчитывают по формуле:
Д=Д5+1,6^5(с-15)
(Б.2)
где Pi - коэффициент объёмного расширения нефти при температуре Z, 1/°С;
315 - коэффициент объёмного расширения нефти при температуре 15 °C, 1/°С, рассчитываемый по формуле:
/Р _ 613,9723 Р15~ 2
(Б.З)
Р15
Значение плотности нефти при температуре /, °C, и избыточном давлении Р, МПа, рассчитывают по формуле:
_plsexp(-ft5-(t-15)-[l+0,8As-(t-15)]] /г
Р(Р -------------------------------- (ЬЛ)
Значение плотности нефти при 15 °C находят методом последовательных приближений, используя итерационный метод «прямых подстановок» по следующему алгоритму:
Измеренное значение плотности подставляют в формулы (Б.1) и (Б.З) вместо значения плотности нефти при 15 °C и вычисляют коэффициент объёмного расширения и коэффициент сжимаемости в первом приближении.
-
1. Измеренное значение плотности и вычисленные в первом приближении коэффициент объёмного расширения и коэффициент сжимаемости подставляют в формулу (Б.4) и определяют значение плотности нефти при 15 °C в первом приближении.
-
2. Значение плотности нефти при 15 °C, вычисленное в первом приближении, подставляют в формулы (Б.1) и (Б.З) и вычисляют коэффициент объёмного расширения и коэффициент сжимаемости во втором приближении.
-
3. Расчет плотности нефти при 15 °C продолжают до тех пор, пока его значение не перестанет изменяться более чем на 0,01 кг/м3. За результат определения плотности нефти при 15 °C принимают значение, полученное в последнем приближении.
Приложение В
Определение значений квантиля распределения Стьюдента и коэффициента Z(P)
Значение квантиля распределения Стьюдента при доверительной вероятности Р = 0.95 в зависимости от количества измерений п определяют из таблицы Б.1.
Таблица |
3.1 - Значение квантиля распределения Стьюдента t(P.n) при Р = |
0,95 | |||||||
/7-1 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
f Р.п |
2,571 |
2.447 |
2,365 |
2,306 |
2,262 |
2,228 |
2,203 |
2,179 |
2,162 |
Продолжение таблицы В.1
л-1 |
14 |
15 |
16 |
17 |
18 |
19 |
20 |
1 Р.п\ |
2,145 |
2,132 |
2,120 |
2,110 |
2,101 |
2,093 |
2,086 |
Значение коэффициента Z(P) в зависимости от величины соотношения 0r/S;^n определяют из таблицы Б.2.
Таблица В.2 - Значение коэффициента Z(P) при Р = 0.95
Д ICMF Ух'^диап |
0,5 |
0,75 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
Z р |
0,81 |
0,77 |
0,74 |
0,71 |
0,73 |
0,76 |
0,78 |
0,79 |
0,80 |
0,81 |
Приложение Г
Определение пределов допускаемой абсолютной погрешности измерения температуры в условиях эксплуатации СИКН
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения температуры в условиях эксплуатации СИКИ определяют по формуле:
At = \ A trc+A twn+Д tdon (Г.1)
где Atic - пределы допускаемой абсолютной погрешности термопреобразователя сопротивления, °C;
Atnn - пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерительного преобразователя, °C;
Ataon - пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности измерительного преобразователя, °C.
Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерительного преобразователя определяют по формуле:
А ГИП=Д t^+0,01 • •( tm(K - tmto) (Г.2)
где - пределы допускаемой основной абсолютной погрешности
цифрового сигнала измерительного преобразователя, °C;
Уосн ~ пределы допускаемой основной приведенной погрешности цифро-аналогового преобразования, % от интервала измерений;
tmin, tmax - минимальное и максимальное значения температуры, на которые настроен измерительный преобразователь, °C.
Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности измерительного преобразователя определяют по формуле:
Atdon = AtS'max[20-C;toZ-20]+0.01-y^-(tma,-tmi„)-max[20-tZ;tS-20] (Г.З) где At*,„ - пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности цифрового сигнала от изменения температуры окружающей среды, °С/1 °C;
.окр .окр
[тт>[тм ~ минимальное и максимальное значения температуры окружающей среды, °C;
ЦДЛ „ « «
Удоп “ пределы допускаемой дополнительной приведенной погрешности цифрового сигнала от изменения температуры окружающей среды, % от интервала измерений/1 °C.