Методика поверки «Система измерений количества и показателей качества нефти № 261 ПСП «Дебесы»» (МП 0138-14-2014)

Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно - исследовательский институт расходометрии» (ФГУП «ВНИИР»)

УТВЕРЖДАЮ

Руководитель ГЦИ СИ -Первый заместитель директора , ,         аботе - заместитель

В.А. Фафурин

2014 г.

;^^кт^^^^^^честву ФГУП «ВНИИР»

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти № 261 ПСП «Дёбесы»

Методика поверки

МП 0138-14-2014

Казань

2014.

Груздев Р.П., Загидуллин Р.И.

УТВЕРЖДЕНА

ФГУП «ВНИИР»

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти № 261 ПСП «Дебесы» (далее - СИКН) и устанавливает объём, порядок и методику проведения первичной и периодической поверок СИКН.

Интервал между поверками - 12 месяцев.

При проведении поверки выполняют операции, приведенные в таблице 1.

Таблица! - Операции поверки

• 2.1 Средства поверки СИКН

  • 2.1.1 Установка трубопоршневая «Сапфир МН», верхний предел диапазона измерений объемного расхода 100 м^/ч, пределы допускаемой относителъной погрешности ± 0,09 %.

  • 2.1.2 Передвижная поверочная установка, верхний предел диапазона измерений объемного расхода не менее 100 м^/ч, пределы допускаемой относителъной погрешности ± 0,05 %.

  • 2.1.3 Плотномер автоматический МДЛ-1, диапазон измерений плотности от 650 до 1000 кг/м\ пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,1 кг/м\

  • 2.1.4 Плотномер МД-02, диапазон измерений плотности от 600 до 1000 кг/м\ пределы допускаемой абсолютной погрешности ±0,1 кг/м^.

  • 2.1.5 Установка пикнометрическая, диапазон измерений плотности от 600 до 1100 кг/м^, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,1 кг/м^.

  • 2.1.6 Калибратор многофункциональный модели ASC300-R в комплекте с двумя предел

    внешними модулями АРМ-Н: APM015PGHG и APM03KPAHG, нижний

воспроизведения давления 0 бар, верхний предел воспроизведения давления 206 бар, пределы допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений.

• 2.1.7 Калибратор температуры серии ATC-R модели АТС 156 (исполнение В), диапазон воспроизводимых температур от минус 27 °C до 155 °C, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04 °C.

• 2.1.8 Рабочий эталон единицы кинематической вязкости жидкости 1-го разряда, диаметры капилляров: 0,33, 0,48, 0,65, 0,97, 1,33 мм, относительная погрешность: 0,006 %, -0,08 %, - 0,09 %, - 0,07 %, - 0,02 %.

• 2.1.9 Установка поверочная дистилляционная УПВН-2.01, диапазон воспроизведения объёмной доли воды от 0,01 % до 2,00 %, пределы допускаемой основной абсолютной погрешности ± 0,02 %.

• 2.1.10 Устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений силы постоянного тока ± 3 мкА в диапазоне от 0,5 до 20 мА, пределы допускаемой относительной погрешности воспроизведений частоты и периода следования импульсов ± 5x10’4 % в диапазоне от 0,1 до 15000 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений количества импульсов в пачке ±2 имп. в диапазоне от 20 до 5x10^ имп.

• 2.1.11 Средства поверки в соответствии с нормативными документами на поверку средств измерений, входящих в состав СИКН.

• 2.1.12 Допускается применять другие аналогичные по назначению средства поверки средств измерений (СИ) утвержденных типов, если их метрологические характеристики не уступают указанным в данной методике поверки.

При проведении поверки соблюдают требования, определяемые:

• - Федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (приказ Ростехнадзора № 101 от 12.03.2013), Руководством по безопасности «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов», а также другими действующими отраслевыми нормативными документами (НД);

• - правилами безопасности при эксплуатации используемых СИ, приведенными в их эксплуатационной документации;

• - правилами эксплуатации электроустановок;

• - правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей.

При проведении поверки соблюдают условия в соответствии с требованиями НД на методики поверки СИ, входящих в состав СИКН.

Характеристики СИКН и измеряемой среды при проведении поверки должны соответствовать требованиям, приведенным в таблице 2.

Соответствие характеристик измеряемой среды указанным в таблице 2 проверяют по данным актов приема-сдачи нефти.

Таблица2 - Характеристики СИКН и измеряемой среды

При подготовке к поверке проводят работы в соответствии с инструкцией по эксплуатации СИКН и НД на методики поверки СИ, входящих в состав СИКН.

• 6.1 Проверка комплектности технической документации

Проверяют наличие действующих свидетельств о поверке и эксплуатационнотехнической документации на СИ, входящие в состав СИКН.

• 6.2 Подтверждение соответствия программного обеспечения (ПО) СИКН.

  • 6.2.1 Проверяют соответствие идентификационных данных ПО СИКН сведениям, приведенным в описание типа на СИКН.

  • 6.2.2 Определение идентификационных данных ПО контроллеров измерительных FloBoss S600+ (далее - ИВК) проводят в следующей последовательности:

а) включить питание ИВК;

б) дождаться после включения питания появления на дисплее ИВК главного меню или войти в главное меню;

в) в главном меню нажатием клавиши "5" выбрать пункт меню 5.SYSTEM SETTINGS:

г) нажатием клавиши "7" выбрать пункт меню 7.SOFTWARE VERSION;

д)  нажатием клавиши "Стрелка вправо" и "Стрелка влево" получить идентификационные данные с экранов:

VERSION CONTROL FILE CSUM - цифровой идентификатор ПО;

VERSION CONTROL APPLICATION SW - номер версии (идентификационный номер ПО).

• 6.2.3 Определение идентификационных данных ПО автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора СИКН.

  • 6.2.3.1 Для определения идентификационных данньк ПО АРМ оператора СИКН необходимо на мониторе компьютера АРМ оператора в правом нижнем углу нажать вкладку «Версия ПО». В появившемся окне отобразятся идентификационные данные.

• 6.3 Внешний осмотр

При внешнем осмотре должно быть установлено соответствие СИКН следуюшим требованиям:

• - комплектность СИКН должна соответствовать технической документации;

• - на компонентах СИКН не должно быть механических повреждений и дефектов покрытия, ухудшаюших внешний вид и препятствующих их применению;

• - надписи и обозначения на компонентах СИКН должны быть четкими и соответствовать технической документации.

• 6.4 Опробование

  • 6.4.1 Опробование проводят в соответствии с НД на методику поверку СИ, входящих в состав СИКН.

  • 6.4.2 Проверяют действие и взаимодействие компонентов СИКН в соответствии с инструкцией по эксплуатации СИКН, возможность получения отчета.

  • 6.4.3 Проверяют герметичность СИКН.

На элементах и компонентах СИКН не должно быть следов протечек нефти.

• 6.5 Определение метрологических характеристик

  • 6.5.1 Определение метрологических характеристик СИ, входящих в состав СИКН, проводят в соответствии с НД, приведенными в таблице 3 с учетом требований, предъявляемых к СИКН.

ТаблицаЗ - СИ и методики их поверки

5

Окончание

• 6.5.2 Определение относительной погрешности СИКН при измерении массы брутто нефти.

При прямом методе динамических измерений относительную погрешность измерений массы брутто нефти СИКН принимают равной относительной погрешности измерений массы нефти расходомером-счетчиком массовым OPTIMASS-7300 исполнения Т50.

Относительная погрешность измерений массы брутто нефти не должна превышать ± 0,25 %.

Все операции, связанные с подготовкой и проведением поверки, выполняют в соответствии с НД на методики поверки, приведенными в таблице 3.

• 6.5.3 Определение относительной погрешности СИКН при измерении массы нетто нефти.

Относительную погрешность СИКН при измерении массы нетто нефти 6М^, %, определяют по формуле

(1) где Л/Уд - абсолютная погрешность измерений массовой доли воды в нефти, %, вычисляется по формуле (4)

“ абсолютная погрешность измерений массовой доли механических примесей в нефти, %;

“ абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей в нефти, %, вычисляемые по формуле

Д«'аг=0.1х^.

Рн

где ^(Рхс - абсолютная погрешность измерений массовой концентрации хлористых солей в нефти, мг/дм^;

- плотность нефти при условиях измерений , кг/м^;

Wg ~ массовая доля воды в нефти, %, определенная в лаборатории.

• - массовая доля механических примесей в нефти, %, определенная в лаборатории;

• - массовая доля хлористых солей в нефти, %, определенная в лаборатории и вычисляемая по формуле

jy _0>1^(Рхс Рн где      - массовая концентрация хлористых солей в нефти, мг/дм^, определенная в

лаборатории.

Абсолютную погрешность измерений массовой доли воды, массовой концентрации хлористых солей и массовой доли механических примесей в нефти определяют в соответствии с ГОСТ Р 8.580-2001 «ГСИ. Определение и применение показателей точности методов испытаний нефтепродуктов».

Для доверительной вероятности Р = 0,95 и двух измерений соответствующего показателей качества нефти абсолютную погрешность его измерений вычисляют по формуле

ДА —           ,—       5

V2

где R и г - воспроизводимость и сходимость метода определения соответствующего показателя качества нефти, значения которых приведены в ГОСТ 2477-65 «Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды», ГОСТ 21534-76 «Нефть. Методы определения содержания хлористых солей», ГОСТ 6370-83 «Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей».

Воспроизводимость R метода определения концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534 принимают равной удвоенному значению сходимости г.

Относительная погрешность измерений массы нетто нефти не должна превышать ± 0,35 %.

• 7.1 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке СИКН по форме приложения 1 ПР 50.2.006-94 «ГСИ. Порядок проведения поверки средств измерений».

На оборотной стороне свидетельства указывают диапазон измерений массового расхода и пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы брутто нефти и массы нетто нефти.

• 7.2 При отрицательных результатах поверки СИКН к эксплуатации не допускают, свидетельство о поверке аннулируют и выдают извещение о непригодности в соответствии с ПР 50.2.006.

Приложение А Расходомеры-счетчики массовые OPTIMASS 7300 исполнения Т50. Методика поверки

Настоящее приложение распространяется на расходомеры-счетчики массовые OPTIMASS 7300 исполнения Т50 (далее - РМ), входящих в состав системы измерений количества и показателей качества нефти № 261 ПСП «Дебесы» (далее - СИКН) и устанавливает объем, порядок и методику проведения первичной и периодической поверок рабочих и резервного РМ в условиях эксплуатации с применением установки трубопоршневой «Сапфир МН» (далее - стационарная ТПУ) или передвижной поверочной установки (ПУ).

Интервал между поверками РМ не более 12 месяцев.

А.1 Операции поверки

При проведении поверки выполняют следующие операции:

• - внешний осмотр по А.6.1;

• - опробование по А.6.2;

• - определение метрологических характеристик по А.6.3;

• - обработка результатов измерений по А.7;

• - оформление результатов поверки по А. 8.

А.2 Основные средства поверки

При проведении поверки применяют:

• - стационарная ТПУ с верхним пределом диапазона измерений объемного расхода 100 м^/ч и пределами допускаемой относительной погрешности ± 0,09 %;

• - передвижная ПУ с верхним пределом диапазона измерений объемного расхода не менее 100 м^/ч и пределами допускаемой относительной погрешности ± 0,05 %;

• - преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 (далее - ПП) с пределами допускаемой абсолютной погрешности ± 0,3 кг/м^.

• - контроллер измерительный FloBoss S600+ (далее - ИВК) с пределами допускаемой относительной погрешности при вычислении коэффициентов преобразования и поправочных коэффициентов преобразователей расхода ± 0,025 %, в точке расхода при вычислении расхода, объема, массы ± 0,05 %;

• -  преобразователи давления измерительные EJX с пределами допускаемой приведенной погрешности ± 0,5 %;

• - термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65 в комплекте с преобразователями измерительными 644 с пределами допускаемой абсолютной погрешности ± 0,2 °C.

Допускается применять другие аналогичные по назначению средства поверки указанным в качестве поверителя, изучивших руководство по эксплуатации на поверяемый РМ, стационарную ТПУ (или передвижную ПУ) и прошедших инструктаж по технике безопасности.

А.3.3 Организация рабочих мест должна обеспечить полную безопасность персонала на всех этапах выполнения работ.

Доступ ко всем средствам измерений и вспомогательному оборудованию должен быть свободным.

При появлении течи измеряемой среды и других ситуаций, нарушающих нормальный ход работ, поверку следует немедленно прекратить.

А.4 Условия поверки

А.4.1 При проведении поверки соблюдают условия, приведенные в таблице А. 1

Т аблица А. 1

А.5.1 Перед проведением поверки выполняют следующие операции:

• - проверяют наличие действующих свидетельств о поверке всех средств поверки;

• - стационарную ТПУ (или передвижную ПУ) и поверяемый РМ подключают последовательно;

• - проверяют герметичность системы, состоящей из стационарной ТПУ (или передвижной ПУ), РМ, задвижек и трубопроводов, для этого устанавливают в системе давление, равное рабочему; система считается герметичной, если в течение 5 минут не наблюдается течи измеряемой среды через соединения;

• - проверяют отсутствие свободного газа (воздуха) в гидравлической системе путём открытия запорной арматуры, размещённой в верхних точках трубопровода гидравлической системы;

• - проверяют значения констант стационарной ТПУ (или передвижной ПУ), установленные в системе сбора и обработки информации (далее - СОИ); значения констант должны соответствовать значениям, указанным в свидетельстве о поверке стационарной ТПУ (или передвижной ПУ);

• - проверяют значение коэффициентов ПП, установленные в СОИ; значения коэффициентов должны соответствовать значениям, указанным в свидетельстве о поверке ПП;

• - проверяют значения коэффициентов преобразования РМ, установленных в СОИ; в

  значения коэффициентов преобразования должны соответствовать указанным свидетельстве о поверке поверяемого РМ.

  А.6 Проведение поверки

  А.6.1 Внешний осмотр.

  При проведении внешнего осмотра проверяют комплектность поверяемого РМ соответствии с технической документацией.

  Убеждаются в отсутствии механических повреждений и дефектов (вмятин, трещин т. п.), препятствующих применению РМ.

Проверяют наличие всех маркировок (надписей и обозначений) РМ.

Проверяют надёжность монтажа и правильность подключения поверяемого РМ, а также целостность изоляции соединительных кабелей.

РМ, не прошедший внешний осмотр, к поверке не допускается.

А.6.2 Опробование

Опробование поверяемого РМ проводят путём увеличения или уменьшения массового расхода измеряемой среды в пределах диапазона измерений расхода СИКН. Результаты опробования РМ считают положительными, если при увеличении или уменьшении массового расхода показания на дисплее поверяемого РМ и на дисплее автоматизированного рабочего места оператора СИКН изменяются соответствуюгцим образом (увеличиваются или уменьшаются).

А.6.3 Определение метрологических характеристик

Поверку РМ проводят при крайних значениях расхода, соответствуюпдих верхнему и нижнему пределу требуемого диапазона измерений и, при необходимости, в поддиапазонах расхода, установленных с интервалом 20 % - 30 % от верхнего предела диапазона измерений

Допускается проводить поверку в трех точках диапазона измерений массового расхода: при минимальном значении массового расхода       т/ч), среднем значении

массового расхода (0,5x(g^^^+iQ^j^) и максимальном значении массового расхода (бгпах» т/ч). В каждой точке расхода проводят не менее 5 измерений для рабочих и резервного РМ.

Требуемые значения расхода устанавливают, начиная от в сторону увеличения расхода или от в сторону уменьшения расхода.

Устанавливают требуемый расход Q- (т/ч), значение которого контролируют по РМ.

После установления расхода запускают поршень, измеряют время прохождения поршня по калиброванному участку стационарной ТПУ (или передвижной ПУ) и вычисляют значение расхода при i-ом измерении в j-й точке диапазона расхода Q-pnyii (т/ч) по формуле К™^х3600        ,

= —------X р X 10’’

гр         rr^ij        5

^ij

где - вместимость калиброванного участка стационарной ТПУ (или передвижной ПУ), приведенная к температуре и давлению измеряемой среды в стационарной ТПУ (или передвижной ПУ) при i-ом измерении в j-й точке диапазона расхода, м^;

Т.. - время прохождения поршнем калиброванного участка стационарной ТПУ (или передвижной ПУ) при i-ом измерении в j-й точке диапазона расхода, с;

^ПП                                       V.                                Т-ГТ-Г

~ ПЛОТНОСТЬ измеряемой среды, измеренная ПП, и приведенная к температуре и давлению измеряемой среды в стационарной ТПУ (или передвижной ПУ) при i-ом измерении в j-й точке диапазона расхода, кг/м\

Проверяют выполнение условия

Qi ~Q.Tnyij Q'TirVij

После стабилизации расхода и температуры измеряемой среды в j-й точке диапазона расхода проводят серию измерений, последовательно запуская поршень стационарной ТПУ (или передвижной ПУ). В процессе измерения (движения поршня от одного детектора до другого) фиксируют температуру и давление в блоке измерений показателей качества нефти СИКН, а также период колебаний выходного сигнала ПП или плотность измеряемой среды. Температуру, давление и период колебаний выходного сигнала (плотность измеряемой среды) принимают равными среднему значению двух измерений - в начале и в конце прохождения поршня. При использовании показываюпдих средств измерений температуры и давления с визуальным отсчетом допускается фиксировать температуру и давление один раз за период прохождения шарового поршня.

Результаты измерений заносят в протокол, приведенный в Приложении Б.

При первичной поверке (при вводе РМ в эксплуатацию) выполняют конфигурирование импульсного выхода первичного электронного преобразователя (ПЭП) РМ. Используя коммуникатор или соответствующее программное обеспечение в память ПЭП вводят максимальное значение диапазона измерений расхода, установленного заводом-изготовителем для поверяемого РМ       (т/ч) и значение частоты f (Гц), условно

соответствующее •

Принимают:

f < f

J — J ex max ’

где      - максимальная входная частота ИВК.

В память ПЭП вводят значение коэффициента преобразования по импульсному входу КЕ^онф (имп/т), вычисляемое по формуле

_/хЗбОО хонф     ^зав

^тах

Проводят установку нуля поверяемого РМ согласно заводской (фирменной) инструкции по эксплуатации РМ.

А.7 Обработка результатов измерений

Для каждого i-ro измерения в j-й точке диапазона расхода вычисляют значение массы измеряемой среды (Л/С, т), используя результаты измерений стационарной ТПУ (или передвижной ПУ) и ПП, по формуле

7И''^ = Г™^х/э™.х10’\

/у         лр ij г пр ij

Вместимость калиброванного участка стационарной ТПУ (или передвижной ПУ) (        вычисляют по формуле

20)1x1 +

• - вместимость калиброванного участка стационарной ТПУ (или передвижной ПУ) при температуре 20 °C и избыточном давлении равном нулю, м’, (из свидетельства о поверке стационарной ТПУ (или передвижной ПУ));

сг, - коэффициент линейного расщирения материала стенок стационарной ТПУ (или передвижной ПУ), °C'', (из таблицы В.1 приложения В настоящей методики поверки или эксплуатационной документации на стационарную ТПУ (или передвижную ПУ));

Е - модуль упругости материала стенок стационарной ТПУ (или передвижной ПУ), МПа, (из таблицы В.1 приложения В настоящей методики поверки или эксплуатационной документации на стационарную ТПУ (или передвижную ПУ));

D и S - диаметр и толщина стенок калиброванного участка стационарной ТПУ (или передвижную ПУ) соответственно, мм, (из эксплуатационной документации на стационарную ТПУ (или передвижную ПУ));

• - среднее арифметическое значение температуры измеряемой среды, °C, при i-ом измерении в j-й точке диапазона расхода, вычисляемое по формуле

/ПТУ _ ^ij

2

,вх        ,еых                                                                 „

где 1у И - значения температуры измеряемой среды, °C, измеренные средствами измерений температуры соответственно на входе и вькоде стационарной ТПУ (или передвижной ПУ) при i-ом измерении в j-й точке диапазона расхода;

- среднее арифметическое значение давления измеряемой среды, МПа, при i-ом измерении в j-й точке диапазона расхода, вычисляемое по формуле

пблг , -рвых

2

TiSX       пвых

Pjj И Ру - значения давления измерений давления соответственно передвижной ПУ) при i-ом измерении в j-й точке диапазона расхода.

Плотность измеряемой среды ( р™ , кг/м’) вычисляют по формуле

где      - плотность измеряемой среды, кг/м^, измеренная ПП при i-ом измерении в

j-й точке диапазона расхода;

Д - коэффициент объемного расширения измеряемой среды, °C'’, значение которого определяют по таблице Г.1 приложения Г Рекомендации по метрологии Р 50.2.076-2010 «геи. Плотность нефти и нефтепродуктов. Методы расчета. Программа и таблицы приведения»;

у У - коэффициент сжимаемости измеряемой среды, МПа'’, значение которого определяют по таблице В.1 приложения В Рекомендации по метрологии Р 50.2.076-2010 «геи. Плотность нефти и нефтепродуктов. Методы расчета. Программа и таблицы приведения»;

- температура измеряемой среды в ПП при i-ом измерении в j-й точке диапазона расхода, °C;

- давление измеряемой среды в ПП при i-ом измерении в j-й точке диапазона расхода, МПа.

Примечание: При использовании в качестве поверочной установки компакт-прувера вычисляется по формуле

(А. 10)

о

- вместимость калиброванного участка компакт-прувера, м , вычисляемая по

, (А.11)

где Го избыточном давлении равном нулю, м^, (из свидетельства о поверке компакт-прувера);

а''™ - коэффициент линейного расширения материала цилиндра компакт-прувера, °C'’, (из таблицы В,2 приложения В настоящей методики поверки или эксплуатационной документации);

ty^ и - температура (°C) и давление (МПа) измеряемой среды в компакт-прувере (цилиндре) соответственно при i-ом измерении в j-й точке диапазона расхода;

а™ - коэффициент линейного расширения материала стержня, на котором установлены оптические сигнализаторы (детекторы), °C'’, (из таблицы В.2 приложения В настоящей методики поверки или эксплуатационной документации);

.ст

ty - температура стержня, на котором установлены оптические сигнализаторы (детекторы), °C, при 1-ом измерении в j-й точке диапазона расхода.

Для каждого измерения вычисляют значение коэффициента преобразования РМ при 1-ом измерении в j-й точке диапазона расхода (KFy, имп/т) по формуле

(А.12)

где Ny‘'‘' - количество импульсов, поступившее от РМ в СОИ при 1-ом измерении в j-й точке диапазона расхода, имп.;

Для каждого измерения вычисляют среднее значение коэффициента преобразования {KFy) в j-й точке диапазона расхода по формуле

(А. 13)

Для каждой точки расхода в каждом к-ом поддиапазоне расхода вычисляют среднее квадратическое отклонение (СКО) результатов определений средних арифметических значений коэффициента преобразований (, %) по формуле

При невыполнении условия (А. 15) выявляют наличие грубых промахов в полученных результатах измерений. При отсутствии грубых промахов проверяют правильность монтажа и подключения поверяемого РМ, производят повторную установку нуля и проводят повторные измерения. Если же условие (А. 15) снова не выполняется, то поверяемый РМ подлежит профилактическому осмотру.

Грубые промахи в полученных результатах измерений выявляют следующим образом

где      - СКО результатов вычислений коэффициента преобразований в j-й точке к-го

поддиапазона расхода;

и - величина, необходимая для определения грубых промахов в полученных результатах измерений;

KFy^ - коэффициент прсобразования поверяемого РМ, имеющий максимальное значение в j-й точке к-го поддиапазона расхода;

(А. 19) то результат измерений исключают как грубый промах, в противном случае результат измерений не исключают.

Значение h при Р = 0,95 и п измерениях выбирают из таблицы А.2,

Вместо исключённого, как грубый промах, измерения проводят дополнительное измерение.

Таблица А.2

Примечание - Если S< 0,001, то принимают S— 0,001.

Границы неисключенной систематической составляющей погрешности измерений РМ (при реализации градуировочной характеристики в СОИ в виде кусочно-линейной аппроксимации для каждого к-го поддиапазона расхода вычисляют по формуле

Ои = 1,1X      )^ + (0, )^ + (S„„ у +     )^ + (0Г / + (©, Г,

где d-jjjy - пределы допускаемой относительной погрешности стационарной ТПУ (или передвижной ПУ), %, (из свидетельства о поверке стационарной ТПУ (или передвижной ПУ));

0,  - граница составляющей неисключенной систематической погрешности,

обусловленная погрешностью измерений температуры, %, вычисляют по формуле

где (3^ - максимальное значение, выбранное из ряда коэффициентов объемного расширения измеряемой среды, 1/°С, определенных согласно таблицы Г.1 приложения Г Рекомендации по метрологии Р 50.2.076-2010 «ГСИ. Плотность нефти и нефтепродуктов. Методы расчета. Программа и таблицы приведения» по значениям плотности и температуры измеряемой среды при всех измерениях в точках рабочего диапазона;

А^^ууу,А^у-^уу - пределы допускаемой абсолютной погрешности средств измерений температуры в блоке измерений показателей качества нефти СИКН и стационарной ТПУ (или передвижной ПУ) соответственно, °C, (из свидетельства о поверке средств измерений температуры);

- пределы допускаемой относительной погрешности ПП, %, вычисляют по формуле

Ртп

где - пределы допускаемой абсолютной погрешности ПП, кг/м\ (из свидетельства о поверке ПП);

- наименьшее значение плотности измеряемой среды при условиях эксплуатации СИКН, кг/м’;

(>1^    - пределы допускаемой относительной погрешности при вычислении

коэффициента преобразования РМ, % (из описания типа на контроллер измерительный FloBoss модели S600+);

r\KF                                      „                     „                   „

- границы неисключеннои систематической составляюгцеи погрешности поверяемого РМ в к-ом поддиапазоне измерений расхода, %, вычисляют по формуле

л

@2  ~ граница составляюпхей неисключенной систематической погрешности,

обусловленная нестабильностью нуля, %, вычисляют по формуле

где Z - стабильность нуля РМ, т/ч (из описания типа на РМ);

- минимальный расход измеряемой среды при условиях эксплуатации СИКН, т/ч.

Относительную погрешность РМ в поддиапазонах расхода (, %) при реализации градуировочной характеристики в виде кусочно-линейной аппроксимации значений коэффициентов преобразования РМ в поддиапазонах расхода определяют следуюьцим образом

(A.25)

вероятности P = 0,95, определяемого no таблице A.3;

Таблица А.З

где - коэффициент, зависяпдий от значений соотношения          при доверительной

£i^ - граница случайной сос тавляющей погрешности РМ, %, вычисляют по формуле

(A.26)

где ^0 95  - квантиль распределения Стьюдента при доверительной вероятности

Р = 0,95, выбирают из таблицы А.4;

Таблица А.4

Результаты поверки рабочих и резервного РМ считают положительными, если пределы допускаемой относительной погрешности не превышают ± 0,25 % в каждом поддиапазоне расхода.

А.8.1 Результаты поверки РМ оформляют протоколами по форме Приложения Б.

При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке РМ в соответствии с приложением 1 ПР 50.2.006-94 «ГСИ. Порядок проведения поверки средств измерений».

По результатам поверки в СОИ вводят коэффициенты преобразования РМ KFj в точках расхода.

На оборотной стороне свидетельства о поверке РМ указывают значения:

• - диапазон измерений расхода {Q, т/ч), в котором поверен РМ;

• - градуировочная характеристика РМ реализована в СОИ в виде кусочно-линейной аппроксимации значений коэффициента преобразований KFj с точками разбиения диапазона расхода на поддиапазоны согласно таблице А. 5

Таблица А. 5

- пределы допускаемой относительной погрешности РМ.

При отрицательных результатах поверки РМ к дальнейшему применению не допускают. Свидетельство о поверке аннулируют, оттиск поверительного клейма гасят и оформляют извегцение о непригодности РМ к дальнейшему применению в соответствии с приложением 2 ПР 50.2.006.

А.8.2 Проводят пломбирование РМ. Пломбирование (или паролирование) должно исключить возможность несанкционированного доступа в ПЭП и СОИ для изменения значений коэффициентов преобразований, определенных при поверке и введенных в память СОИ.

А.9 Точность представления результатов измерений и вычислений

Значение расхода (Q^j. т/ч) округляют и записывают в протокол поверки с четырьмя значащими цифрами.

Количество импульсов (, имп) измеряют и его значение записывают в протокол поверки с долями периодов с точностью до шести значащих цифр, если < 10 000. При >10 000 допускается количество импульсов измерять и его значение записывать в протокол без долей периодов.

Значения времени прохождения шаровым поршнем калиброванного участка стационарной ТПУ (или передвижной ПУ) (7/, с) записывают в протокол поверки после округления до двух знаков после запятой.

Значения давления измеряемой среды (, Р."", МПа) записывают в протокол поверки после округления до двух знаков после запятой.

Значения температуры измеряемой среды (/™^,     °C) записывают в протокол

поверки после округления до одного знака после запятой.

Значения вместимости калиброванного участка стационарной ТПУ (или передвижной ПУ) , м'^) записывают в протокол поверки после округления до шести знаков после запятой.

Значения плотности измеряемой среды (р™ ,р"ру, кг/м^) записывают в протокол поверки после округления до двух знаков после запятой.

Значения массы измеряемой среды       т) в протокол поверки записывают после

округления до шести знаков после запятой.

Значения коэффициента преобразования (KFj, имп/т) записывают в протокол поверки после округления до трех знаков после запятой.

Значения СКО (, %) и погрешностей (, S,, %) записывают в протокол поверки после округления до трех знаков после запятой.

Приложение Б

Форма протокола поверки

ПРОТОКОЛ№

поверки расходомера-счетчика массового OPTIMASS 7300 исполнения Т50

Таблица Б.2 — Результаты единичных

й и вычислений

честве

рабочего и резервного

(заполняют только при положительных результатах поверки)

инициалы, фамилия

Приложение В

Таблица В.1 Коэффициенты линейного расширения и модули упругости материала стенок

Таблица В.2 Коэффициенты линейного расширения и модули упругости материала стенок компакт-прувера

20