Методика поверки «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 260 ПСП «Черновское»» (МП 0357-14-2015)

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

УТВЕРЖДАЮ

Первый заместитель директора

качеству

Фафурин

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти № 260 ПСП «Черновское»

Методика поверки

МП 0357-14-2015

Казань

2015

РАЗРАБОТАНА

ФГУП «ВНИИР»

Груздев Р.Н., Загидуллин Р.И.

ФГУП «ВНИИР»

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти № 260 ПСП «Черновское» (далее - СИКН) и устанавливает объем, 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

• 2.1 Установка трубопоршневая «Сапфир МН» типоразмера «Сапфир МН»-300, верхний предел диапазона измерений объемного расхода 300 м³/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,09 %.

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

• 2.3 Допускается применять другие аналогичные по назначению средства поверки 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 описании 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 путем 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-счетчика массового OPTIMASS модификации OPTIMASS 7300 исполнения Т50 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

Продолжение 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 6М_Б, %, СИКН принимают равной относительной погрешности измерений массы нефти расходомером-счетчиком массовым OPTIMASS модификации OPTIMASS 7300 исполнения Т50.

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 5М_Н, %,

определяют по формуле

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

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

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

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

Рн

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

р*' - 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

_д^_±А²-г²х0,5

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 документу «Порядок проведения поверки средств измерений, требования 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 документу «Порядок проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке», утвержденному приказом Минпромторга России от 2 июля 2015 г. № 1815.

Приложение А (обязательное)

Расходомеры-счетчики массовые OPTIMASS модификации OPTIMASS 7300 исполнения Т50.

Настоящее приложение распространяется на расходомеры-счетчики массовые OPTIMASS модификации OPTIMASS 7300 исполнения Т50 (далее - РМ), входящих в состав системы измерений количества и показателей качества нефти № 260 ПСП «Черновское» (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.

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

• - передвижная ПУ с верхним пределом диапазона измерений объемного расхода не менее 300 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 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 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 предыдущей 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 способных 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

Поверку РМ 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 (0_min, т/ч), среднем значении массового расхода (0,5x(g_max + g_mjn) и максимальном значении массового расхода (<9_тах- т/ч). В каждой точке расхода проводят не менее 5 измерений для рабочих и резервного РМ.

Требуемые значения расхода устанавливают, начиная от 0_min в сторону увеличения расхода или от £>_тах 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_Tnyit (т/ч) по формуле

(А.1)

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;

Tj - 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 1111, 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

100

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 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 РМ в эксплуатацию) выполняют конфигурирование импульсного выхода первичного электронного преобразователя (ПЭП) РМ. Используя органы управления ПЭП, 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:

(А.З)

где /_вхтах - максимальная входная частота ИВК.

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

_/х3600

конф                     ■>

«>тах

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

Для каждого i-ro измерения в j-й точке диапазона расхода вычисляют значение массы измеряемой среды (М?^э, т), используя результаты измерений стационарной ТПУ (или

передвижной ПУ) и ПП, по формуле

(А.5)

Вместимость калиброванного участка стационарной ТПУ (или передвижной ПУ) (V™ ’^м3) вычисляют по формуле

где V™^y - 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));

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

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

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));

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

(А.7)

,вЫХ                                                                                  о/~1

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

_ _Ср_ед_нее арифметическое значение давления измеряемой среды, МПа, при i-ом

измерении в j-й точке диапазона расхода, вычисляемое по формуле

2

где Р™ и Р"^ьа - 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, приведенную к условиям измерений в стационарной ТПУ (или передвижной ПУ) (р™ , кг/м³) вычисляют по формуле

Pnpij ~ Р\ 5 ^Х CTL-rny ^Х CPLjny ,

где р_|5 - плотность нефти, измеренная ПП и приведенная к стандартным условиям

(температуре .15 °C и избыточному давлению, равному нулю) по формуле где р"^п - плотность измеряемой среды, кг/м³, измеренная ПП при i-ом измерении в j-й точке диапазона расхода;

CTL_nn - поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры на плотность нефти, значение которого определяют по формуле

CTL_nn =ехр[-Д₅х(/,7-15)х(1 + 0,8хД₅х(^^/7-15))],        (А.11)

СРЬ_ТПУ - поправочный коэффициент, учитывающий влияние давления на плотность нефти, значение которого определяют по формуле срт -______i______

_%ртпуу

Допускается р™ вычислять по формуле

/7/7

Дир ij

где /?™^У - коэффициент объемного расширения измеряемой среды, °C'¹, вычисляют по формуле

/?™^у=Д₁₅+1,6хД²₅х(/_;7-15),

Примечание: При использовании в качестве передвижной ПУ компакт-прувера , т, вычисляется по формуле

<=С^х/С^х10_3,                   (А.23)

где Д™ - вместимость калиброванного участка компакт-прувера, м³, вычисляемая по формуле

ггКП г г КП Г-i             [ *КП           ст / .ст пл'П (1 . 0,95x79 тлКП      .. ~ ..

хр + 2ха х(/_у -20) + а хр_у. -20)jx^l +  —х7> J, (А.24)

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

а^1,ил - коэффициент линейного расширения материала цилиндра компакт-прувера, °С‘^!, (из эксплуатационной документации или таблицы В.2 приложения В настоящей методики поверки);

ty^!1 и Р^У" - температура (°C) и давление (МПа) измеряемой среды в компакт-прувере 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 эксплуатационной документации или таблицы В.2 приложения В настоящей методики поверки);

t^c™ - 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 РМ при i-ом измерении в j-й точке диапазона расхода (КРУ, имп/т) по формуле

мае

где N*^ac - количество импульсов, поступившее от РМ в СОИ при i-ом измерении в j-й точке диапазона расхода, имп.

Для каждого измерения вычисляют среднее значение коэффициента преобразования (^₇)в j-й точке диапазона расхода по формуле

«=■= АрСТу                        (А.26)

п /=1

Для каждой точки расхода в каждом k-ом поддиапазоне расхода вычисляют среднее квадратическое отклонение (СКО) результатов вычислений коэффициента преобразований (S^F' , %) по формуле

Проверяют выполнение следующего условия

S^Fh <0,04%.

При невыполнении условия (А.28) 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.28) снова не выполняется, то поверяемый РМ подлежит профилактическому осмотру.

Грубые промахи в полученных результатах измерений выявляют следующим образом

tS^-KFj

j

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

- коэффициент преобразования поверяемого РМ, имеющий максимальное

значение в j-й точке k-го поддиапазона расхода, имп/т;

KF_ijmm - коэффициент преобразования поверяемого РМ, имеющий минимальное значение, в j-й точке k-го поддиапазона расхода, имп/т.

Если выполняется следующее условие

U > h,                                            (А.32)

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 <0,001, то принимают =0,001.

СКО результатов вычислений коэффициента преобразований (S^Ff, %) в к-м

поддиапазоне вычисляют по формуле

(sf)

qKF ' ^J /к max

(А.ЗЗ)

где (^^F)_kmax СКО результатов вычислений коэффициента преобразований, имеющее максимальное значение в k-м поддиапазоне, вычисляют по формуле

Границы неисключенной систематической составляющей погрешности измерений РМ (> %) ^ПР^И реализации градуировочной характеристики в СОИ в виде кусочно-линейной аппроксимации для каждого k-го поддиапазона расхода вычисляют по формуле

0_И =1,1х^_<5_г„_у)²+(0,)² + (_<5„„)²+(5“'')²+(0У)²+(0₂)² ,       (А.35)

где 8_ТПУ - пределы допускаемой относительной погрешности стационарной ТПУ (или передвижной ПУ), %, (из описания типа на ТПУ (или передвижную ПУ));

0,  - граница составляющей неисключенной систематической погрешности,

обусловленная погрешностью измерений температуры, %, вычисляют по формуле

^— Атах ^{х         +} (^тпу} ^Х 100 ,                       (А.З6)

где /З_тах - максимальное значение, выбранное из ряда коэффициентов объемного расширения измеряемой среды, 1/°С, при всех измерениях в точках рабочего диапазона, вычисленных по формуле (А.22);

А/^А/^у - 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_ПП ~ пределы допускаемой относительной погрешности ПП, %, вычисляют по формуле

З_пп = — х 100 ,                                    (А.37)

Ртт

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

р,_Т|1П - наименьшее значение плотности измеряемой среды при условиях эксплуатации СИКН, кг/м³;

S-СОИ

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

0_А - границы неисключенной систематической составляющей погрешности поверяемого РМ в k-ом поддиапазоне измерений расхода, %, вычисляют по формуле

0_Z - граница составляющей неисключенной систематической погрешности, обусловленная нестабильностью нуля, % (из описания типа на РМ).

Относительную погрешность РМ в поддиапазонах расхода (8_к, %) при реализации градуировочной характеристики в виде кусочно-линейной аппроксимации значений

коэффициентов преобразования РМ в поддиапазонах расхода определяют образом

где Z_(r) - коэффициент, зависящий от значений соотношения 0_И /S_k^F при доверительной вероятности Р = 0,95, определяемого по таблице А.З;

Таблица А.З

£_к - граница случайной составляющей погрешности РМ, %, вычисляют по формуле

(А.40)

где t_og5 - 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.

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 документу «Порядок проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке», утвержденному приказом Минпромторга России от 2 июля 2015 г. № 1815.

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 XF с точками разбиения диапазона расхода на поддиапазоны согласно таблице А.5

Таблица А.5

- 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 документу «Порядок проведения поверки средств измерений, требования 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 , Q,, Q_{k min}, Q_{k max}, т/ч) округляют и записывают в протокол поверки 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 (P"'^v, P_tJⁿⁿ, Р'"^ас, МПа) записывают в протокол поверки после округления до двух знаков после запятой.

Значения температуры измеряемой среды (t¹™, t"ⁿ, °C) записывают в протокол поверки после округления до одного знака после запятой.

Значения вместимости калиброванного участка стационарной ТПУ (или передвижной ПУ) > 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 (А//”, т) в протокол поверки записывают после округления до шести знаков после запятой.

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

Значения CKO (S_k^F, %) и погрешностей (£_к,0_а ,&_k^F,6_к, %) записывают в протокол поверки после округления до трех знаков после запятой.

Приложение Б

(рекомендуемое) Форма протокола поверки

ПРОТОКОЛ№

поверки расходомера-счетчика массового OPTIMASS 7000

наименование ПСП                                   наименование владельца ПСП

сенсор___________________, Ду_______мм, зав. №_____________; ПЭП________________, зав. №_________________

модель                                                                   модель

установлен на____________________ ИЛ №_____ Рабочая жидкость__________________

СИКН № (СИКНП, СНИЖУ)

_________________________, разряд_____, зав. №_________________, дата поверки_________________ _________________________,               зав. №_________________, дата поверки_________________

Таблица 1 - Исходные данные

Таблица 2 - Результаты единичных измерений и вычислений

Таблица 3 - Результаты поверки

Заключение: РМ к дальнейшей эксплуатации        ___________________ в качестве_________________________________________________

годен или не годен                                                  рабочего и резервного

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

22