Методика поверки «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 607 ПСП «Белкамнефть»» (МП 0358-14-2015)

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

УТВЕРЖДАЮ

Первый заместитель директора

качеству

15 г.

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти № 607 ПСП «Белкамнефть»

Методика поверки

МП 0358-14-2015

Казань

2015

РАЗРАБОТАНА

ФГУП «ВНИИР»

Груздев Р.Н., Загидуллин Р.И.

ФГУП «ВНИИР»

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти № 607 ПСП «Белкамнефть» (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 1 - Операции поверки

2 Средства поверки

• 2.1 Установка трубопоршневая «Сапфир МН» типоразмера «Сапфир МН»-500, верхний предел диапазона измерений объемного расхода 500 м³/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,09 %.

• 2.2 Средства поверки, указанные в нормативных документах (НД) на методики поверки СИ, входящих в состав СИКН, приведенных в таблице 3 настоящей инструкции.

• 2.3 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:

• - в области охраны труда - Трудовым кодексом Российской Федерации от 30.12.2001 № 197-ФЗ;

• - в области промышленной безопасности - Федеральным законом «О промышленной

безопасности опасных производственных объектов» №  116-ФЗ от 21.07.97 г., (с

изменениями), «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», утвержденным Приказом № 784 от 27 декабря 2012 г., а также другими действующими отраслевыми НД;

• - в области пожарной безопасности - Федеральным законом «О пожарной безопасности» № 69-ФЗ от 21 декабря 1994 г., (с изменениями), постановлением правительства РФ от 25 апреля 2012 г. № 390 «Правила противопожарного режима в РФ», СНиП 21.01-97 «Пожарная безопасность зданий и сооружений» с изменением № 2 от 2002 г., НПБ 88-2001 «Установки пожаротушения и сигнализации. Нормы и правила проектирования»; Федеральным законом № 123- ФЗ от 22.07.2008 г. «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности»;

• - в области соблюдения правильной и безопасной эксплуатации электроустановок -«Правила по охране труда при эксплуатации электроустановок» (утверждены Приказом Минтруда России от 24.07.2013 №328н); Приказ Минэнерго РФ от 13 января 2003 г. № 6 «Об утверждении Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей»;

• - в области охраны окружающей среды - Федеральным законом «Об охране окружающей среды» № 7-ФЗ от 12.03.2014 г.; Федеральным законом № 89-ФЗ от 24 июня 1998 года «Об отходах производства и потребления» и другими действующими законодательными актами на территории РФ.

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

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

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

Таблица 2 - Характеристики СИКН и физико-химические показатели 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 - ИВ К) 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.

Для определения идентификационных данных 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 следующим требованиям:

• - комплектность СИКН должна соответствовать технической документации;

• - на компонентах СИКН не должно быть механических повреждений и дефектов покрытия, препятствующих их применению и возможных оказать влияние на метрологические характеристики СИКН;

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

• 6.4 Опробование

  • 6.4.1 Опробование СИКН проводят путём увеличения или уменьшения массового расхода измеряемой среды на любое значение в пределах диапазона измерений расхода СИКН. Результаты опробования СИКН считают положительными, если при увеличении или уменьшении массового расхода показания на дисплее расходомера кориолисового массового OPTIMASS 2300 исполнения S150 и на дисплее АРМ оператора СИКН изменяются соответствующим образом (увеличиваются или уменьшаются).

  • 6.4.2 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.

Таблица 3 - СИ и методики их поверки

Окончание таблицы 3

СИ, не участвующие в определении массы нефти или результаты измерений которых не влияют на погрешность измерений массы нефти, допускается калибровать в соответствии с действующими НД, приведенными в таблице 4.

Таблица 4

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

При прямом методе динамических измерений относительную погрешность измерений массы брутто нефти 8М_К, %, СИКН принимают равной относительной погрешности измерений массы нефти расходомером кориолисовым массовым OPTIMASS 2300 исполнения S150.

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

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

Относительную погрешность СИКН при измерении массы нетто нефти 8М_Н, %,

определяют по формуле

где ДРР_В - абсолютная погрешность измерений массовой доли воды в нефти, %, вычисляется по формуле (4)

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

Д1К_Ж - абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей в нефти, %, вычисляемая по формуле

ДЖ,, =0,1 х^-,                                   (2)

Рн

где 8(р_хс - абсолютная погрешность измерений массовой концентрации хлористых солей в нефти, мг/дм³;

р'н - плотность нефти при условиях измерений (р_хс , кг/м³;

W_B - массовая доля воды в нефти, %, определенная в лаборатории.

W_Mn ~ массовая доля механических примесей в нефти, %, определенная в лаборатории;

вычисляемая по формуле

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

л/2

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».

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

• 7.1 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке системы по форме Приложения 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.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.

• 7.2 При отрицательных результатах поверки систему к эксплуатации не допускают, свидетельство о поверке аннулируют и выдают извещение о непригодности по форме Приложения 2 к «Порядку проведения поверки средств измерений, требованиям к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке», утвержденному приказом Минпромторга России от 2 июля 2015 г. № 1815.

Приложение А

(обязательное)

Расходомеры кориолисовые массовые OPTIMASS 2300 исполнения S150.

Настоящее приложение распространяется на расходомеры кориолисовые массовые OPTIMASS 2300 исполнения S150 (далее - РМ), входящих в состав системы измерений количества и показателей качества нефти № 607 ПСП «Белкамнефть» (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 500 м³/ч и пределами допускаемой относительной погрешности ± 0,09 %;

• - передвижная ПУ с верхним пределом диапазона измерений объемного расхода не более 500 м³/ч и пределами допускаемой относительной погрешности ± 0,05 %;

• - преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 (далее - ПП) с пределами допускаемой абсолютной погрешности ± 0,3 кг/м³.

• - контроллер измерительный FloBoss S600 (далее - ИВК) с пределами допускаемой относительной погрешности при вычислении расхода, объема, массы ± 0,01 %;

• - преобразователи давления измерительные 3051 с пределами допускаемой приведенной погрешности ± 0.5 %;

• - датчики температуры 3144Р с пределами допускаемой абсолютной погрешности ± 0,2 °C.

Допускается применять другие аналогичные по назначению средства поверки утвержденных типов, если их метрологические характеристики не уступают указанным выше.

А.З Требования безопасности

А.3.1 При проведении поверки соблюдают требования, указанные в разделе 3 настоящей методики поверки.

А.З.2 К поверке допускают лиц, достигших 18 лет, аттестованных 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

Таблица 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 значения коэффициентов поточного ПП, установленные в СОИ; значения коэффициентов должны соответствовать значениям, указанным в свидетельстве о поверке поточного ПП;

• - проверяют значения коэффициентов преобразования РМ, установленных в СОИ; значения коэффициентов преобразования должны соответствовать указанным в свидетельстве о поверке поверяемого РМ.

А.6.1 Внешний осмотр.

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

Убеждаются в отсутствии механических повреждений и дефектов (вмятин, трещин и т. п.), препятствующих применению РМ и возможных оказать влияние на его метрологические характеристики.

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 на любое значение 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 соответствующим образом (увеличиваются или уменьшаются).

А.6.3 Определение метрологических характеристик

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

Запускают 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 показывающих 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.

А.7 Обработка результатов измерений

Для каждого измерения вычисляют значение массы измеряемой среды (M_OjJ, т), используя результаты измерений стационарной ТПУ (или передвижной ПУ) и ПП, по формуле где - вместимость калиброванного участка стационарной ТПУ (или передвижной ПУ), м³, приведенная к рабочим условиям (температуре и давлению измеряемой среды) в стационарной ТПУ (или передвижной ПУ) при i-ом измерении в j-ой точке диапазона расхода;

p_nnjj ~ плотность измеряемой среды, кг/м³, измеренная ПП и приведенная к рабочим условиям в стационарной ТПУ (или передвижной ПУ) при i-ом измерении в j-ой точке диапазона расхода.

Вместимость калиброванного участка стационарной ТПУ (или передвижной ПУ) ,м³) вычисляют по формуле

^Vj = Kx[l+3xax(r₇._/7^-20)]x^l+^^xP_my^,             (а.2)

где V - вместимость калиброванного участка стационарной ТПУ (или передвижной ПУ) при температуре 20 °C и избыточном давлении равном нулю, м³, (из свидетельства о поверке стационарной ТПУ (или передвижной ПУ));

а - коэффициент линейного расширения материала стенок стационарной ТПУ (или передвижной ПУ), °C'¹, (из эксплуатационной документации на стационарную ТПУ (или передвижной ПУ));

Е - модуль упругости материала стенок стационарной ТПУ (или передвижной ПУ), МПа, (из эксплуатационной документации на стационарную ТПУ (или передвижной ПУ));

D и 5 - диаметр и толщина стенок калиброванного участка стационарной ТПУ (или передвижной ПУ) соответственно, мм, (из эксплуатационной документации на стационарную ТПУ (или передвижной ПУ));

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

t^ex + /^еь“

(А.З) .fiX         .вых

где и /у - значения температуры измеряемой среды, С, измеренные средствами измерений температуры соответственно на входе и выходе стационарной ТПУ (или передвижной ПУ) при i-ом измерении в j-ой точке диапазона расхода;

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

рвх | рвых

Р_тК1 - '^J ₂ ⁸   ■                                          (А.4)

где Р™ и      - значения давления измеряемой среды, МПа, измеренные средствами

измерений давления соответственно на входе и выходе стационарной ТПУ (или передвижной ПУ) при i-ом измерении в j-ой точке диапазона расхода.

Плотность измеряемой среды (p_nniJ, кг/м³) вычисляют по формуле

Рппу ~ Pij ^Х Р + Pij ^Х (//7/7,; ~ РпУу )] ^{Х +} Pi {^ТПУу ^_ ^ППу >                 (А.5)

где Ру - плотность измеряемой среды, кг/м³, измеренная ПП при i-ом измерении в j-ой точке диапазона расхода;

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

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

t_nnij - температура измеряемой среды в ПГ1 при i-ом измерении в j-ой точке диапазона расхода, °C;

Р_л/7,у - давление измеряемой среды в ПГ1 при i-ом измерении в j-ой точке диапазона расхода, МПа.

Для каждого измерения вычисляют значение массы измеряемой среды (тИ_у., т), измеренной РМ, по формуле

^(А-⁶⁾

где N_tJ - количество импульсов, поступившее с РМ в СОИ при i-ом измерении в j-ой точке диапазона расхода, имп.;

К - коэффициент преобразования, соответствующий максимальному расходу РМ, имп/т, (К = 50000,000 имп/т), определяемый по формуле

где /_тах - максимальная частота выходного сигнала поверяемого РМ, соответствующая максимальному массовому расходу РМ, Гц;

£?РМтах ~ максимальный массовый расход поверяемого РМ, т/ч.

F ^_ коэффициент коррекции РМ, установленный в СОИ по результатам предыдущей поверки во всем диапазоне измерений массового расхода.

Для каждого измерения вычисляют значение коэффициента коррекции (F_tj),

полученное по результатам текущей поверки, при i-ом измерении в j-ой точке диапазона расхода по формуле

(А.8)

Для каждого значения расхода вычисляют среднее значение коэффициента коррекции

РМ ( Fj. ) в j-ой точке диапазона расхода по формуле

^F,              ■                                             (^А-9)

^п 1=1

Для каждого значения расхода вычисляют среднее квадратическое отклонение (СКО) результатов измерений (S^Fj ), %) в j-ой точке диапазона расхода по формуле

1=1_____________________

и-1

Проверяют выполнение следующего условия

5(Д_у)<0,04%.

При невыполнении условия (А. 11) 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. 11) снова не выполняется, то поверяемый РМ подлежит профилактическому осмотру.

Грубые промахи в полученных результатах измерений выявляют следующим образом

F -F ц _ IJ max     j _

F -F

У _ j     IJ min

^s, ’

где S_FJ - CKO результатов измерений, необходимое для определения грубых промахов в полученных результатах измерений;

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

^утах ^_ коэффициент коррекции поверяемого РМ, имеющий максимальное значение, в j-ой точке диапазона расхода;

^_min ^- коэффициент коррекции поверяемого РМ, имеющий минимальное значение, в j-ой точке диапазона расхода.

Если выполняется следующее условие

U>h,                                        (А. 15)

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 Sj <0,001, то принимают Sj =0,001.

Вычисляют коэффициент коррекции РМ во всем диапазоне измерений массового

расхода (F) по формуле

(А. 16)

где т - количество точек расхода.

В j-ой точке диапазона расхода границы составляющей неисключенной систематической погрешности поверяемого РМ (®_KJ, %) вычисляют по формуле

F — F ---хЮО

kj    р

В диапазоне измерений массового расхода границы неисключенной систематической

погрешности измерений РМ (0^, %) вычисляют по формуле

(А. 18) где ©_so - граница суммарной составляющей неисключенной систематической погрешности стационарной ТПУ (или передвижной ПУ), %, (из свидетельства о поверке стационарной ТПУ (или передвижной ПУ));

0J/O - граница составляющей неисключенной систематической погрешности определения среднего значения вместимости 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

X                х 100 ,                                (А. 19)

где /?_тах - 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 «ГСП. Плотность нефти и нефтепродуктов. Методы расчета. Программа и таблицы приведения» по значениям плотности и температуры измеряемой среды при всех измерениях в точках рабочего диапазона;

Ы_ПП,&_ТПУ - пределы допускаемой абсолютной погрешности средств измерений температуры в ПП и стационарной ТПУ (или передвижной ПУ) соответственно, °C, (из свидетельства о поверке средств измерений температуры);

©_р - граница составляющей неисключенной систематической погрешности,

обусловленная погрешностью измерений плотности, %, вычисляют по формуле ©_р=А^х100 ,

Z^min

где Д/S’ - пределы допускаемой абсолютной погрешности ПП, кг/м³, (из свидетельства о поверке ПП);

/Tnin - наименьшее значение плотности измеряемой среды при условиях эксплуатации СИКН, кг/м³;

5_СОИ ~ пределы допускаемой относительной погрешности при вычислении поправочного коэффициента РМ (коэффициента коррекции), % (из описания типа на контроллер измерительный FloBoss модели S600);

®кдтах ^_ граница составляющей неисключенной систематической погрешности поверяемого РМ, обусловленной усреднением коэффициента коррекции и имеющей максимальное значение в диапазоне измерений массового расхода, %, вычисляемая по формуле

- ^таХ(®Х1’®К2’-"’®Кт) ’                         (А.21)

где 0/гр®/г2’-”’®х/п ~ значения границы составляющей неисключенной систематической погрешности в точках диапазона расхода, %;

0_Z - граница составляющей неисключенной систематической погрешности,

обусловленная стабильностью нуля, %, вычисляют по формуле

0₇ = — х100% Q

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

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

CKO среднего значения в диапазоне измерений массового расхода вычисляют по формуле

(А.23) - CKO результатов измерений, имеющее максимальное значение в диапазоне

измерений массового расхода, %, определяют по формуле

(А.24) где S\E J, 51F₂ },...,S\F\ - значения CKO в точках диапазона расхода, %.

п - количество измерений в точке диапазона расхода.

Относительную погрешность РМ в диапазоне измерений массового расхода (8_Р, %) в

диапазоне измерений массового расхода определяют следующим образом

2

К углах

- оценка суммарного СКО результатов измерений, %, вычисляют по формуле

Таблица А.З

Результаты поверки рабочего и резервного РМ считают положительными, если пределы допускаемой относительной погрешности не превышают ± 0,25 %.

А.8 Оформление результатов поверки

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

Примечание: Допускается протокол поверки оформлять по форме, отличающейся от формы приведенной в Приложении Б.

При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке РМ по форме Приложения 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.

По результатам поверки в СОИ вводят коэффициент коррекции РМ в диапазоне измерений массового расхода (F^z).

На оборотной стороне свидетельства о поверке РМ указывают значения рабочего диапазона расхода (Q, т/ч), коэффициент преобразования РМ {К, имп/т), коэффициент коррекции РМ в диапазоне измерений массового расхода (F¹), вводимый по результатам поверки и пределы допускаемой относительной погрешности РМ.

Знак поверки (оттиск поверительного клейма) наносят на свидетельство о поверке РМ и на две пломбы, установленные на контровочных проволоках, пропущенных через отверстия шпилек, расположенных на диаметрально противоположных фланцах РМ.

Устанавливают пароль в ПЭП РМ и СОИ, для исключения возможности несанкционированного доступа к изменению конфигурации ПЭП и значений коэффициентов преобразования в СОИ.

При отрицательных результатах поверки РМ к дальнейшему применению не допускают. Свидетельство о поверке аннулируют и выдают извещение о непригодности по форме Приложения 2 к «Порядку проведения поверки средств измерений, требованиям к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке», утвержденному приказом Минпромторга России от 2 июля 2015 г. № 1815.

А.9 Точность представления результатов измерений и вычислений

Значение расхода (Q , т/ч) округляют и записывают в протокол поверки до двух знаков после запятой.

Количество импульсов (JV_y, имп) измеряют и его значение записывают в протокол поверки с точностью до шести значащих цифр.

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

Значения температуры измеряемой среды (t_rny(l, t_nnij, °C) записывают в протокол поверки после округления до двух знаков после запятой.

Значения вместимости калиброванного участка стационарной ТПУ (или передвижной ПУ) (V м³) записывают в протокол поверки после округления до пяти знаков после запятой.

Значения плотности измеряемой среды (р_пп , кг/м³) записывают в протокол поверки после округления до одного знака после запятой.

Значения массы измеряемой среды (AF, M_OiJ, т) в протокол поверки записывают после округления до пяти знаков после запятой.

Значения коэффициента коррекции {F_tj ,Fj ,F, имп/т) записывают в протокол поверки после округления до шести знаков после запятой.

Значения CKO (S^Fj ), %) и погрешностей (®_ZP,<5_P, %) записывают в протокол поверки после округления до трех знаков после запятой.

Приложение Б

(рекомендуемое) Форма протокола поверки РМ

поверки РМ по каналу измерений массы

Исходные данные

Результаты измерений

Результаты поверки

Должность лица, проводившего поверку____________________ Дата проведения поверки___________________

Подпись____________________И.О. Фамилия________________________________

Приложение В

(справочное)

Значения коэффициентов линейного расширения и значения модулей упругости материала стенок трубопоршневых поверочных установок и компакт-пруверов

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

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

19