Методика поверки «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 830 ПСП «Малая Пурга»» (МП 0359-14-2015)

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

УТВЕРЖДАЮ

Первый заместитель директора

по научной

качеству

ФГУП

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти № 830 ПСП «Малая Пурга»

Методика поверки

МП 0359-14-2015

Казань

2015

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти № 830 ПСП «Малая Пурга» (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», верхний предел диапазона измерений объемного расхода 100 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 модели 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.

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 серии 7000 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.

    Преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835

Таблица 3 - СИ и методики их поверки

МИ 2816-2012 Рекомендация. ГСИ. Преобразователи плотности поточные. Методика поверки на месте

эксплуатации;

МИ 2403-97 «Рекомендация. ГСИ. Преобразователи плотности поточные вибрационные «Солартрон» типов 7830, 7835 и 7840. Методика поверки на месте эксплуатации»

Продолжение таблицы 3

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_Б, %, СИКН принимают равной относительной погрешности измерений массы нефти расходомером кориолисовым массовым OPTIMASS серии 7000.

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

AW₃² + ДЖ²_С +

100

где AW₃ - абсолютная погрешность измерений массовой доли воды в нефти, %, вычисляется по формуле (4)

ДИ^/7 - абсолютная погрешность измерений массовой доли механических примесей в нефти, %;

Д1Р_УС - абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей в нефти, %, вычисляемая по формуле

Д^.=0,1х^,                           (2)

Рн

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

р_л¹ - плотность нефти при условиях измерений ср_хс , кг/м³;

W₃ - массовая доля воды в нефти, %, определенная в лаборатории.

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

W_xc - массовая доля хлористых солей в нефти, %, определенная в лаборатории и

вычисляемая по формуле

(3)

где ф_хс - массовая концентрация хлористых солей в нефти, мг/дм³, 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

(4)

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 СИКН 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 СИКН 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 серии 7000 модификации OPTIMASS 7300.

Настоящее приложение распространяется на расходомеры кориолисовые массовые OPTIMASS серии 7000 модификации OPTIMASS 7300 (далее - массомер), входящих в состав системы измерений количества и показателей качества нефти № 830 ПСП «Малая Пурга» (далее - СИКН) и устанавливает объем, порядок и методику проведения первичной и периодической поверок рабочих и резервного массомеров в условиях эксплуатации с применением установки трубопоршневой «Сапфир МН» (далее - стационарная ТПУ) или передвижной поверочной установки (ПУ).

Интервал между поверками массомеров не более 12 месяцев.

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 м³/ч и пределами допускаемой относительной погрешности ± 0,09 %;

• - передвижная ПУ с верхним пределом диапазона измерений объемного расхода не менее 100 м³/ч и пределами допускаемой относительной погрешности ± 0,05 %;

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

• - контроллер измерительный FloBoss модели 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 %;

• - датчики температуры 644 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.3.1 При проведении поверки соблюдают требования, указанные в разделе 3 настоящей методики поверки.

А.3.2 К поверке допускают лиц, достигших 18 лет, аттестованных в качестве поверителя, изучивших руководство по эксплуатации на поверяемый массомер, 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 массомер подключают последовательно;

• - проверяют герметичность системы, состоящей из стационарной ТПУ (или передвижной ПУ), массомера, 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 - УОИ); значения констант должны соответствовать значениям, указанным в свидетельстве о поверке стационарной ТПУ (или передвижной ПУ);

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

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

А.6.1 Внешний осмотр.

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

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

Проверяют наличие всех маркировок (надписей и обозначений) массомера.

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

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

А.6.2 Опробование

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

А.6.3 Определение метрологических характеристик

Поверку массомера проводят при крайних значениях расхода, соответствующих 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 (£?_min,      среднем значении

массового расхода (0,5*(<9_max + 0_mi_n) ^и максимальном значении массового расхода (£?_тах, т/ч). В каждой точке расхода проводят не менее 5 измерений для рабочих и резервного массомеров.

Требуемые значения расхода устанавливают, начиная от £)_min в сторону увеличения расхода или от (?_тах ^в сторону уменьшения расхода.

Устанавливают требуемый расход Q_t (т/ч), значение которого контролируют по массомеру.

После установления расхода запускают поршень, измеряют время прохождения поршня по калиброванному участку стационарной ТПУ (или передвижной ПУ) и вычисляют значение расхода при Ком измерении в j-й точке диапазона расхода Q_Tnyij (т/ч) по формуле

где V™ - 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, м³;

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

p_npij - плотность измеряемой среды, измеренная поточным 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/м³.

Проверяют выполнение условия

х 100 <2,0%,

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 поточного 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.

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

Принимают:

(А.З)

где      - максимальная входная частота ИВК.

•/ пл 111ЦХ

В память ПЭП вводят значение коэффициента преобразования по импульсному входу K.F_Kiml)> (имп/т), вычисляемое по формуле

_{кр =}/х3600

конф       ^лзав ’

Vinax

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

Для каждого i-ro измерения в j-й точке диапазона расхода вычисляют значение массы измеряемой среды (М?³, т), используя результаты измерений стационарной ТПУ (или передвижной ПУ) и поточным ПП, по формуле

(А.5)

Вместимость калиброванного участка стационарной ТПУ (или передвижной ПУ) (С⁷ ,м³) вычисляют по формуле

1 + 3 х a_t х

0,95х£)

Exs

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));

cc_t - коэффициент линейного расширения материала стенок стационарной ТПУ (или передвижной ПУ), °C'¹, (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 5 - диаметр и толщина стенок калиброванного участка стационарной ТПУ (или передвижную ПУ) соответственно, мм, (из эксплуатационной документации на стационарную ТПУ (или передвижную ПУ));

^^/7У _ среднее арифметическое значение температуры измеряемой среды, °C, при i-ом измерении в j-й точке диапазона расхода, вычисляемое по формуле

.вх       .вых

где Г и ty - 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-й точке диапазона расхода;

/’^777У - среднее арифметическое значение давления измеряемой среды, МПа, при i-ом измерении в j-й точке диапазона расхода, вычисляемое по формуле

Р^тпу

(А.8)

где Р™ и Ру^Ь1Х - 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-й точке диапазона расхода.

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

(А.9) где Ру^П - плотность измеряемой среды, кг/м³, измеренная поточным ПП при i-ом измерении в j-й точке диапазона расхода;

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

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

г_у - температура измеряемой среды в поточном 1111 при i-ом измерении в j-и точке диапазона расхода, °C;

Р'‘^П - давление измеряемой среды в поточном ПП при i-ом измерении в j-й точке диапазона расхода, МПа.

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

(А. 10)

где      - вместимость калиброванного участка компакт-прувера, м³, вычисляемая по

формуле

где Г™ - вместимость калиброванного участка компакт-прувера при температуре 20 °C и избыточном давлении равном нулю, м³, (из свидетельства о поверке компакт-прувера);

а¹¹¹¹” - коэффициент линейного расширения материала цилиндра компакт-прувера, °C'¹, (из таблицы В.2 приложения В настоящей методики поверки или эксплуатационной документации);

1у^П и - температура (°C) и давление (МПа) измеряемой среды в компакт-прувере (цилиндре) соответственно при i-ом измерении в j-й точке диапазона расхода;

а^ст - коэффициент линейного расширения материала стержня, на котором установлены оптические сигнализаторы (детекторы), °C'¹, (из таблицы В.2 приложения В настоящей методики поверки или эксплуатационной документации);

.ст

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

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

(А. 12) где N"^ac - количество импульсов, поступившее от массомера в УОИ при i-ом измерении в j-й точке диапазона расхода, имп.;

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

п

2_j V ’

1=1

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

Проверяют выполнение следующего условия

5^ <0,04%

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

Грубые промахи в полученных результатах измерений выявляют следующим образом

<?

° KFkj

где S_KFkj - СКО результатов вычислений коэффициента преобразований в j-й точке к-го поддиапазона расхода;

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

KF_ijmoi - коэффициент преобразования поверяемого массомера, имеющий максимальное значение в j-й точке k-го поддиапазона расхода;

KF_jjnin - коэффициент преобразования поверяемого массомера, имеющий минимальное значение, в j-й точке k-го поддиапазона расхода.

Если выполняется следующее условие

U >h,                                        (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_KFkj < 0,001, то принимают S_KFk}=WM.

Границы неисключенной систематической составляющей погрешности измерений массомера (0_И , %) при реализации градуировочной характеристики в УОИ в виде кусочнолинейной аппроксимации для каждого k-го поддиапазона расхода вычисляют по формуле

0_Ы = 1,1X )² + (0, )² + (8„„)² + (<5”" )² + (©Г)² + (0_Z )² ,              (А.20)

где 8_ТПУ - пределы допускаемой относительной погрешности стационарной ТПУ (или передвижной ПУ), %, (из свидетельства о поверке стационарной ТПУ (или передвижной ПУ));

0_Z - граница составляющей неисключенной систематической погрешности, обусловленная погрешностью измерений температуры, %, вычисляют по формуле

0_Z — /?_тах х (8t_nn) + (8t_Tny) х 100,                          (А.21)

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;

8t_nn, 8t_Tny - 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);

8_П11 ~ пределы допускаемой относительной погрешности поточного ПП, %, вычисляют по формуле

100

9

(А.22)

где Ар - пределы допускаемой абсолютной погрешности поточного ПП, кг/м³, (из свидетельства о поверке поточного ПП);

р_т1П - наименьшее значение плотности измеряемой среды при условиях эксплуатации СИКН, кг/м³;

s-уои

о_к - пределы допускаемой относительной погрешности при вычислении коэффициента преобразования массомера, % (из описания типа на ИВК);

- границы неисключеннои систематической составляющей погрешности

поверяемого массомера в k-ом поддиапазоне измерений расхода, %, вычисляют по формуле

0₂  - граница составляющей неисключенной систематической погрешности,

обусловленная нестабильностью нуля, %, вычисляют по формуле

©z =    х¹⁰⁰ %,                                      (А.24)

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

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

Относительную погрешность массомера в поддиапазонах расхода (8_к, %) при реализации градуировочной характеристики в виде кусочно-линейной аппроксимации значений коэффициентов преобразования массомера в поддиапазонах расхода определяют следующим образом

S^KF

x(0_bt ^+£к} ^пР^и 0,8 <0_L(t /-4^ <8 у/П

при

0

при доверительной

вероятности Р = 0,95, определяемого по таблице А.З;

Таблица А.З

£_к - граница случайной составляющей погрешности массомера, %, вычисляют по формуле _, С

^£к ^0,95 ^Х Г~ ■>                                                    (А.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 массомеров считают положительными, если пределы допускаемой относительной погрешности не превышают ± 0,25 % в каждом поддиапазоне расхода.

А. 8.1 Результаты поверки массомера 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 массомера 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 УОИ вводят коэффициенты преобразования массомера KFj в точках расхода.

На оборотной стороне свидетельства о поверке массомера указывают значения:

• - диапазон измерений расхода (Q, т/ч), в котором поверен массомер;

• - градуировочная характеристика массомера реализована в УОИ в виде кусочнолинейной аппроксимации значений коэффициента преобразований KF. с точками разбиения диапазона расхода на поддиапазоны согласно таблице А.5

Таблица А.5

- пределы допускаемой относительной погрешности массомера.

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

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

При отрицательных результатах поверки массомера 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 (Qj,Qj,Q_kmm,Q_kmm, т/ч) округляют и записывают в протокол поверки до двух знаков после запятой.

Значение частоты (fи f_t■ , Гц) соответствующее расходу О, и Q_g записывают в протокол поверки после округления до двух знаков после запятой.

Количество импульсов (N'”^ac, имп) измеряют и его значение записывают в протокол поверки с долями периодов с точностью до семи значащих цифр.

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^,ПУ, Р"^п, Р*^ас, МПа) записывают в протокол поверки после округления до двух знаков после запятой.

Значения температуры измеряемой среды (t™^v, t"ⁿ, °C) записывают в протокол поверки после округления до двух знаков после запятой.

Значения вместимости калиброванного участка стационарной ТПУ (или передвижной ПУ) (K^".^v, м³) записывают в протокол поверки после округления до шести знаков после запятой.

Значения плотности измеряемой среды (р"^п, р™, кг/м³) записывают в протокол поверки после округления до двух знаков после запятой.

Значения массы измеряемой среды (Л/*”, т) в протокол поверки записывают после округления до шести знаков после запятой.

Значения коэффициента преобразования (KF^KF^, имп/т) записывают в протокол поверки после округления до шести значащих цифр.

Значения CKO (S_k^F, %) и погрешностей (£_к,   , Q'_k, 8_к, %) записывают в протокол

поверки после округления до трех знаков после запятой.

Приложение Б

(рекомендуемое)

Форма протокола поверки

ПРОТОКОЛ№_

поверки преобразователя массового расхода модели OPTIMASS 7000

Таблица 1 - Исходные данные

Таблица 2 - Результаты единичных измерений и вычислений

Таблица 3 - Результаты поверки

Заключение: массомер к дальнейшей эксплуатации           _________________ в качестве_________________________________________________

годен или не годен                               рабочего и контрольного, или контрольного, или рабочего

Выдано свидетельство О поверке ОТ ____________________________ 20___Г. №_________________________(заполняют только при положительных результатах поверки)

Поверитель________________________________________________________________ ____________________________ _________________________________

наименование поверяющей организации                                   подпись                           инициалы, фамилия

Дата поверки «____»____________________20___г.

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

23