Методика поверки «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества сухого отбензиненного газа на узле подключения газопровода от ДКС Локосовского ГПЗ в магистральный газопровод «Уренгой-Сургут-Челябинск»» (МП 2604/1-311229-2016)

Регистрационный номер записи в реестре аккредитованных лиц RA.RU.311229

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и показателей качества сухого отбензиненного газа на узле подключения газопровода от ДКС Локосовского ГПЗ в магистральный газопровод «У ренгой-Су ргут-Челябинск»

МЕТОДИКА ПОВЕРКИ

МП 2604/1-311229-2016

г. Казань

2016

СОДЕРЖАНИЕ

• 1 Введение

• 2 Операции поверки

• 3 Средства поверки

• 4 Требования техники безопасности и требования к квалификации поверителей 4

• 5 Условия поверки

• 6 Подготовка к поверке

• 7 Проведение поверки

• 8 Оформление результатов поверки

Приложение А

1 ВВЕДЕНИЕ

• 1.1 Настоящая методика поверки распространяется на систему измерений количества и показателей качества сухого отбензиненного газа на узле подключения газопровода от ДКС Локосовского ГПЗ в магистральный газопровод «Уренгой-Сургут-Челябинск», заводской № 01, принадлежащую ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», г. Когалым, и устанавливает методику первичной поверки до ввода в эксплуатацию и после ремонта, а также методику периодической поверки в процессе эксплуатации.

• 1.2 Система измерений количества и показателей качества сухого отбензиненного газа на узле подключения газопровода от ДКС Локосовского ГПЗ в магистральный газопровод «Уренгой-Сургут-Челябинск» (далее - СИКГ) предназначена для измерения объемного расхода (объема) сухого отбензиненного газа (далее - газ) при рабочих условиях и приведения объемного расхода (объема) газа к стандартным условиям в соответствии с ГОСТ 2939-63 на основе измерений давления, температуры и компонентного состава газа согласно ГОСТ 31371.7-2008.

• 1.3 Принцип действия СИКГ заключается в непрерывном измерении и преобразовании при помощи контроллера измерительного FloBoss модели S600 (рабочий и резервный) (Госреестр №60296-15) (далее - контроллер) входных аналоговых и цифровых сигналов, поступающих от преобразователей расхода газа ультразвуковых SeniorSonic с электронными модулями Mark III (Госреестр №28193-04), преобразователей давления измерительных 3051S (Госреестр №24116-02), преобразователей измерительных 3144Р (Госреестр № 14683-04) в комплекте с термопреобразователями сопротивления платиновыми серии 0065 (Госреестр №22257-05), хроматографа газового промышленного MicroSam (Госреестр №44122-10), анализатора влажности «Ametek» модели 5000 с системой пробоотбора 561 (Госреестр № 15964-07) и анализатора точки росы по углеводородам модели 241СЕ II (Госреестр № 2044306). СИКГ обеспечивает одновременное измерение следующих параметров потока газа: объемный расход (объем) при рабочих условиях, абсолютное давление, температура, компонентный состав, влага и температура точки росы углеводородов.

По измеренным компонентному составу, абсолютному давлению и температуре газа контроллер автоматически рассчитывает плотность газа при рабочих и стандартных условиях по методике ГСССДМР 113-03. Далее автоматически выполняется расчет объемного расхода (объема) газа, приведенного к стандартным условиям в соответствии с ГОСТ 2939-63.

• 1.4 В состав СИКГ входят:

• - блок измерительных линий, состоящий из одной рабочей и одной резервной измерительных линий (DN 200);

• - блок измерений показателей качества газа;

• - система сбора и обработки информации (далее - СОИ).

• 1.5 Поверка СИКГ проводится поэлементно:

• - поверка средств измерений (далее - СИ), входящих в состав СИКГ, осуществляется в соответствии с их методиками поверки;

-СОИ СИКГ поверяют на месте эксплуатации СИКГ в соответствии с настоящей методикой поверки.

• 1.6 Интервал между поверками СИ, входящих в состав СИКГ, - в соответствии с описаниями типа на эти СИ.

• 1.7 Интервал между поверками СИКГ - 2 года.

2 ОПЕРАЦИИ ПОВЕРКИ

При проведении поверки должны быть выполнены операции, приведенные в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Операции поверки

3 СРЕДСТВА ПОВЕРКИ

• 3.1 При проведении поверки СИКГ применяют эталоны и СИ, приведенные в таблице

3.1.

Таблица 3.1 - Основные эталоны и СИ

• 3.2 Допускается использование других эталонов и СИ, по своим характеристикам не уступающих указанным в таблице 3.1.

• 3.3 Все применяемые эталоны должны быть аттестованы; СИ должны иметь действующий знак поверки и (или) свидетельство о поверке и (или) запись в паспорте (формуляре) СИ, заверенной подписью поверителя и знаком поверки.

4 ТРЕБОВАНИЯ ТЕХНИКИ БЕЗОПАСНОСТИ И ТРЕБОВАНИЯ К КВАЛИФИКАЦИИ ПОВЕРИТЕЛЕЙ

• 4.1 При проведении поверки необходимо соблюдать следующие требования:

• - корпуса применяемых СИ должны быть заземлены в соответствии с их эксплуатационной документацией;

• - ко всем используемым СИ должен быть обеспечен свободный доступ для заземления, настройки и измерений;

• - работы по соединению вспомогательных устройств должны выполняться до подключения к сети питания;

• - обеспечивающие безопасность труда, производственную санитарию и охрану окружающей среды;

• - предусмотренные «Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей» и эксплуатационной документацией оборудования, его компонентов и применяемых средств поверки.

• 4.2 К работе по поверке должны допускаться лица:

• - достигшие 18-летнего возраста;

• - прошедшие инструктаж по технике безопасности в установленном порядке;

• - изучившие эксплуатационную документацию на СИКГ, СИ, входящие в состав СИКГ, и средства поверки.

5 УСЛОВИЯ ПОВЕРКИ

При проведении поверки должны соблюдаться следующие условия:

• - температура окружающего воздуха                  (23 ± 5) °C

• - относительная влажность                          от 30 % до 80 %

• - атмосферное давление                             от 84 до 106 кПа

6 ПОДГОТОВКА К ПОВЕРКЕ

Перед проведением поверки СИКГ выполняют следующие подготовительные операции:

• - проверяют в соответствии с эксплуатационной документацией на СИ электрические соединения;

• - проверяют заземление СИ, работающих под напряжением;

• - эталонные СИ и СОИ СИКГ устанавливают в рабочее положение с соблюдением указаний эксплуатационной документации;

• - эталонные СИ и СОИ СИКГ выдерживают при температуре, указанной в разделе 5, не менее 3-х часов, если время их выдержки не указано в инструкции по эксплуатации;

• - осуществляют соединение и подготовку к проведению измерений эталонных СИ и СОИ СИКГ в соответствии с требованиями эксплуатационной документации.

7 ПРОВЕДЕНИЕ ПОВЕРКИ

7.1 Проверка технической документации

• 7.1.1 При проведении проверки технической документации проверяют:

• - наличие инструкции по эксплуатации СИКГ;

• - наличие формуляра СИКГ;

• - наличие свидетельства о предыдущей поверке СИКГ (при периодической поверке);

• - наличие паспортов (формуляров) СИ, входящих в состав СИКГ;

• - наличие у СИ, входящих в состав СИКГ, действующего знака поверки и (или) свидетельства о поверке и (или) записи в паспорте (формуляре) СИ, заверенной подписью поверителя и знаком поверки.

• 7.1.2 Результаты проверки считают положительными при наличии всей технической документации по 7.1.1.

7.2 Внешний осмотр

• 7.2.1 При проведении внешнего осмотра СИКГ контролируют выполнение требований технической документации к монтажу СИ, измерительно-вычислительных и связующих компонентов СИКГ.

• 7.2.2 При проведении внешнего осмотра СИКГ устанавливают состав и комплектность СИКГ. Поверку выполняют на основании сведений, содержащихся в формуляре СИКГ. При этом контролируют соответствие типа СИ, указанного в формуляре составных частей, записям в формуляра СИКГ.

• 7.2.3 Результаты проверки считают положительными, если монтаж СИ, измерительновычислительных и связующих компонентов СИКГ, внешний вид и комплектность СИКГ соответствуют требованиям технической документации.

• 7.3 Опробование

7.3.1 Подтверждение соответствия программного обеспечения СИКГ

• 7.3.1.1 Проверяют подлинность программного обеспечения (далее - ПО) СИКГ сравнением идентификационных данных ПО СИКГ с исходными, которые были зафиксированы при испытаниях в целях утверждения типа.

Примечание - Проверку идентификационных данных ПО СИКГ проводят с помощью программного обеспечения Config 600.

• 7.3.1.2 Проверку идентификационных данных ПО СИКГ проводят в следующей последовательности:

• 1. Используя порт Ethernet подключить контроллер к персональному компьютеру с программным обеспечением Config 600. Через интернет браузер ввести в адресную строку IP-адрес контроллера и установить соединение через встроенный Web-Server контроллера.

• 2. Запустить на рабочем столе персонального компьютера программу «Config Transfer» из пакета Config 600.

• 3. Во вкладке «Transfer» записать IP-адрес контроллера.

• 4. Перейти во вкладку «Receive». Выбрать конфигурацию «new» из списка конфигураций. Нажать на кнопку «Receive».

• 5. В появившемся окне ввести имя конфигурации «verify». Нажать кнопку «Ок». На запрос «Initiate an S600 backup first?» нажать кнопку «Нет».

• 6. Ждать завершения передачи конфигурации от контроллера на персональный компьютер.

• 7. После завершения передачи конфигурации нажать кнопку «Ок».

• 8. Перейти в папку программы «Config 600» на локальном диске персонального компьютера (пример: Локальный диск (С:) - Program Files - Config 600.Х.Х).

• 9. В папку «Configs» скопировать программу «CRC32_MR» (эта программа предоставляется в комплекте с контроллером).

• 10. Запустить программу «CRC32_MR».

• 11. В списке конфигураций нажать на конфигурацию «verify».

• 12. В правом верхнем углу смотреть контрольную сумму программы расчета контрольной суммы «CRC32»; контрольную сумму файлов «S600cong.cfg», «mrll3usm.lc» и «mrvscusm.lc».

• 7.3.1.3 Сравнить идентификационные данные ПО СИКГ с идентификационными данными, которые приведены в таблицах 7.1-7.4.

Таблица 7.1 - Идентификационные данные ПО «Программа расчета физ. св-в. для УЗ расходомеров»

Таблица 7.2- Идентификационные данные ПО «Файл с коэффициентами»

Таблица 7.3 - Идентификационные данные ПО «Программа расчета контрольной суммы конфигураций»

Таблица 7.4 - Идентификационные данные ПО «Программа расчета динамической вязкости по ГСССД МР 113-2003 для УЗ расходомеров»

• 7.3.1.4 Проверяют возможность несанкционированного доступа к ПО СИКГ и наличие авторизации (введение логина и пароля), возможность обхода авторизации, реакцию ПО СИКГ на неоднократный ввод неправильного логина и (или) пароля (аутентификация).

• 7.3.1.5 Результаты опробования считают положительными:

• - если идентификационные данные ПО СИКГ совпадают с идентификационными данными, которые приведены в таблицах 7.1-7.4;

• - если исключается возможность несанкционированного доступа к ПО СИКГ и обеспечивается аутентификация.

7.3.2 Проверка работоспособности СИКГ при задании входных сигналов с помощью калибратора в СОИ без определения метрологических характеристик

• 7.3.2.1 Приводят СИКГ в рабочее состояние в соответствие с технической документацией фирмы-изготовителя на нее. Проверяют прохождение сигналов калибратора, имитирующих измерительные сигналы (от 4 до 20 мА). Проверяют на мониторе автоматизированного рабочего места (далее - АРМ) оператора СИКГ показания по регистрируемым в соответствии с конфигурацией СИКГ параметрам технологического процесса.

• 7.3.2.2 Результаты опробования считаются положительными если при увеличении/уменыпении значения входного сигнала (от 4 до 20 мА) соответствующим образом изменяются значения измеряемой величины на мониторе АРМ оператора.

Примечание - Допускается проводить проверку работоспособности измерительных каналов СИКГ одновременно с определением метрологических характеристик по 7.4.1 данной методики поверки.

7.4 Определение метрологических характеристик

7.4.1 Определение основной приведенной погрешности преобразования входного аналогового сигнала силы постоянного тока (от 4 до 20 мА)

• 7.4.1.1 Отключить первичный измерительный преобразователь измерительного канала и к соответствующему каналу, включая барьер искрозащиты, подключить калибратор, установленный в режим имитации сигналов силы постоянного тока от 4 до 20 мА, в соответствии с инструкцией по эксплуатации.

• 7.4.1.2 С помощью калибратора установить электрический сигнал силы постоянного тока. В качестве реперных точек принять точки 4; 8; 12; 16; 20 мА.

• 7.4.1.3 С монитора АРМ оператора или дисплея контроллера считать значение входного сигнала и в каждой реперной точке вычислить основную приведенную погрешность у,, %, по формуле

  

(1)

^где Y_H3M ^_ показания СИКГ в z-ой реперной точке, в единицах измеряемой величины;

У_эт   - показание калибратора в z-ой реперной точке, в единицах измеряемой

величины;

Y_max - верхний предел измерений измерительного канала, в единицах измеряемой величины;

Y_min - нижний предел измерений измерительного канала, в единицах измеряемой величины.

• 7.4.1.4 Показание калибратора в единицах измеряемой величины при линейной функции преобразования рассчитывают по формуле

  

(2)

где I - показание калибратора в z-ой реперной точке, мА.

• 7.4.1.5 Результаты поверки считаются положительными, если основная приведенная погрешность преобразования входного аналогового сигнала силы постоянного тока (от 4 до 20 мА) в каждой реперной точке не выходит за пределы ±0,11 %.

• 7.4.2 Определение относительной расширенной неопределенности (относительной погрешности при доверительной вероятности 0,95) измерений объемного расхода и объема газа, приведенных к стандартным условиям

• 7.4.2.1 Расчет относительной расширенной неопределенности (относительной погрешности при доверительной вероятности 0,95) измерений объемного расхода и объема газа, приведенных к стандартным условиям, проводится ручным способом в соответствии с 7.4.2.2-7.4.2.19 настоящей методики поверки.

Примечание - Допускается проводить расчет относительной расширенной неопределенности измерений объемного расхода и объема газа, приведенных к стандартным условиям, с использованием модуля «ГОСТ 8.611-2013» программного комплекса «Расходомер ИСО».

• 7.4.2.2 Если для СИ или компонента измерительной цепи нормирована основная погрешность, то значения основной относительной стандартной неопределенности u°_y, %, результата измерений величины у рассчитывают по следующим формулам:

- при известной основной абсолютной погрешности Ду_о или основной относительной погрешности 5_оу, %:

(3)

где у - любая контролируемая величина;

- при известной основной приведенной погрешности у₀, %, если нормирующим параметром принят диапазон измерений (у_в - у_н):

<,=0,57,^^,

У

где у_в - верхний предел измерений;

у_н - нижний предел измерений;

• - если нормирующим параметром принят верхний предел измерений:

^ио_У=0,5у₀—.                                  (5)

У

• 7.4.2.3 Если для СИ или компонента измерительной цепи нормирована основная погрешность, то значения основной относительной стандартной неопределенности и^, %, результата измерений величины у рассчитывают по следующим формулам:

• - при известной основной абсолютной погрешности Ду_о или основной относительной погрешности 5_0у, %:

= 0,5 Ду ₀ = 0, бубоу /100;

• - при известной основной приведенной погрешности у₀, %, если нормирующим параметром принят диапазон измерений (у_в - у_н):

^ио_у =0>5у_о(Ув-Ун)/Ю0;

• - если нормирующим параметром принят верхний предел измерений:

Uoy ⁼⁰>5у_вУо/¹⁰⁰-

• 7.4.2.4 Если для СИ или компонента измерительной цепи нормирована дополнительная погрешность, то значения дополнительной относительной стандартной неопределенности Цд_у, %, рассчитывают по следующим формулам:

• - при известной дополнительной абсолютной погрешности Ду_д или дополнительной относительной погрешности бду, %:

100Ay J_

* Л-у Л

- при известной дополнительной приведенной погрешности у_д, %, если нормирующим параметром принят диапазон измерений (у_в - у_н):

^{Ufly _} л/з "у ” ’                                       (Ю)

• - если нормирующим параметром принят верхний предел измерений:

^и*=^7-                    ⁽¹¹⁾

• 7.4.2.5 Если для СИ или компонента измерительной цепи нормирована дополнительная погрешность, то значения дополнительной стандартной неопределенности рассчитывают по следующим формулам:

• - при известной дополнительной абсолютной погрешности Ду_д или дополнительной относительной погрешности 5_Ду, %:

^{Цду =}^^У^{Д =}^д^_Ду-у/100;                        (12)

• - при известной дополнительной приведенной погрешности у_д, %, если нормирующим параметром принят диапазон измерений (у_в - у_н):

- если нормирующим параметром принят верхний предел измерений: u^^v./lOO.

• 7.4.2.6 Относительная суммарная стандартная неопределенность измерений объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям, и^_с, %, определяют по формуле

  

  (15)

где и' - относительная стандартная неопределенность измерений объемного расхода газа при рабочих условиях, %;

Э_р - относительный коэффициент чувствительности плотности газа при рабочих " условиях к изменению абсолютного давления газа;

Up ^_ относительная стандартная неопределенность измерений давления газа, %;

Э_{р т} - относительный коэффициент чувствительности плотности газа при рабочих ~ условиях к изменению температуры газа;

и!,.    - относительная стандартная неопределенность измерений температуры газа, %;

Э_{р х} j ^_ относительный коэффициент чувствительности плотности газа при рабочих ~ * условиях к изменению содержания z-го компонента газа;

Э _х j - относительный коэффициент чувствительности плотности газа при стандартных ^с~ " условиях к изменению содержания/-го компонента газа;

u_x j - относительная стандартная неопределенность измерения молярной доли /-го ‘ компонента газа, %;

N - число компонентов в газе;

'    - относительная стандартная неопределенность, приписанная уравнению,

^p-^f применяемому для расчета плотности газа по ГСССД МР 113-03, %;

и'_в   - составляющая относительной стандартной неопределенности измерений

объемного расхода и объема газа при стандартных условиях, обусловленная алгоритмом вычислений и его программной реализацией, %, определяемая по формуле (7).

• 7.4.2.7 Относительную стандартную неопределенность измерений объемного расхода газа при рабочих условиях u_pv, %, определяют по формуле (3).

• 7.4.2.8 Относительную стандартную неопределенность измерений абсолютного давления газа Up, %, рассчитывают по формуле

  
  

  2

  
  
  
  

  + U

  I

  Р-ПР-Доп

  (16)

где ^ир преб осн ^_ основная относительная стандартная неопределенность измерений '  ” абсолютного давления газа преобразователем давления измерительным

3051S, %, определяемая по формуле (5);

^up преб доп ~ дополнительная относительная стандартная неопределенность измерений "  ~      абсолютного давления газа преобразователем давления измерительным

3051S, %, определяемая по формуле (11);

и' _6арьер - основная относительная стандартная неопределенность преобразования ”   ~ выходного сигнала преобразователя давления измерительного 3051S

преобразователем измерительным HiD 2025, %, рассчитываемая по формуле (5);

^up барьер доп " ^{основная} относительная стандартная неопределенность преобразования

^-   ” выходного сигнала преобразователя давления измерительного 3051S

преобразователем измерительным HiD 2025, %, рассчитываемая по формуле (П);

^up пр осн ^{_ основная} относительная стандартная неопределенность выходного сигнала ” '       преобразователя давления измерительного 3051S после преобразователя

измерительного HiD 2025 в значение физической величины с помощью контроллера измерительного FloBoss S600, %, определяемая по формуле (5);

^up пр доп основная относительная стандартная неопределенность выходного сигнала ” ~       преобразователя давления измерительного 3051S после преобразователя

измерительного HiD 2025 в значение физической величины с помощью контроллера измерительного FloBoss S600, %, определяемая по формуле (И).

• 7.4.2.9 Относительную стандартную неопределенность измерений температуры газа Uy, %, рассчитывают по формуле

  сенс

  \2

  ^Ut 3144Р осн

  \²

  _<Ув_3144Р  Ун_3144Р,

  _кУв_3144Р  Ун_3144Р_?

  ^Ut 3144P flon

  \²

  ^барьеросн

  ^Цбарьердоп

  Ув_3144Р  Ун_3144Р_?

  Uf np OCH

  Ut np flOn

  \²Т’⁵

  (17)

  _чУв_3144Р  Ун_3144Р,

  _чУв3144Р Ун_3144Р,

t , t      - верхний и нижний предел измерения температуры газа соответственно, °C;

t         - измеренное значение температуры газа, °C;

^ut сенс “ ^станД^аР^тная неопределенность измерений температуры газа с помощью ^_         термопреобразователя сопротивления платинового серии 65,  °C,

определяемая по формуле (6);

^ut 3144Р осн ~ основная стандартная неопределенность преобразования значения ‘   " температуры газа преобразователем измерительным 3144Р, °C, вычисляемая

как сумма стандартных неопределенностей аналого-цифрового и цифроаналоговых преобразований по формулам (6) и (7);

Ув 3144Р’   ^_ верхний и нижний пределы измерений преобразователя измерительного

^В"           3144Р, °C;

Ун 3144Р

^ut 3144Р доп ^_ Д°^по^{лнительная} стандартная неопределенность преобразования значения ~   ” температуры газа преобразователем измерительным 3144Р,   °C,

определяемая по формулам (12) и (13);

^ut барьер осн ^_ основная стандартная неопределенность преобразования выходного сигнала ”   ” преобразователя измерительного 3144Р преобразователем измерительным

серии HiD 2025, В, определяемая по формуле (7);

^ut барьер доп " основная стандартная неопределенность преобразования выходного сигнала ”   " преобразователя измерительного 3144Р преобразователем измерительным

серии HiD 2025, В, определяемая по формуле (13);

Ув барьер’ ~ ^веР^хний и нижний пределы измерений преобразователя измерительного ^{В_ Ь}        HiD 2025, В;

У н_ барьер

u_{t осн} - основная стандартная неопределенность преобразования выходного сигнала ~ ~       преобразователя измерительного 3144Р после преобразователя измерительного HiD 2025 в значение физической величины с помощью контроллера измерительного FloBoss S600, °C, определяемая по формуле (7)

^ut пр доп ~ Дополнительная стандартная неопределенность преобразования выходного ” ”       сигнала преобразователя измерительного 3144Р после преобразователя

измерительного HiD 2025 в значение физической величины с помощью контроллера измерительного FloBoss S600, °C, определяемая по формуле (13).

• 7.4.2.10 Относительный коэффициент чувствительности плотности газа к изменению абсолютного давления газа 9_р определяют по формуле

»p.p=^f;A                               (is)

где fp - частная производная функции f (зависимости плотности газа р от давления газа

Р) по р;

Р - давление газа, МПа.

• 7.4.2.11 Относительный коэффициент чувствительности плотности газа к изменению температуры газа Э_{р т} определяют по формуле

  Р_т

  t + 273,15

  Iy •                  ,

  р

  (19)

где f| - частная производная функции f (зависимости плотности газа р от температуры газа t) по t.

• 7.4.2.12 Относительный коэффициент чувствительности плотности газа к изменению содержания z-ro компонента газа Э_{р х ;} определяют по формуле

  p_x_i

  

(20)

где f_x . - частная производная функции f (зависимости плотности газа р от молярной доли х, z-ro компонента) по х,;

• 7.4.2.13 Значение частных производных f_{x Р} f|, рассчитывают по следующим формулам:

(2D -           Ах,

Дх/=х/-х_р                              (22)

f (t + At + 273,15)-f (t + 273,5) ^т"              At

f(p + Ap)-f(p)

^p          Ap       ’

где д_х.’ - приращение молярной долих, z-ro компонента с учетом нормализации компонентного состава;

At    - приращение температуры, °C;

Др   - приращение абсолютного давления, МПа.

• 7.4.2.14 Нормализацию компонентного состава проводят по следующей формуле

  X,

npnj^l

1 + AXj x_; + Ax,

/ . npnj = l

1 + AXj

Значение приращения аргумента Ax₍, At, Др рекомендуется выбирать не более стандартной неопределенности измерений соответственно величин х_;, t и р.

• 7.4.2.15 Относительную стандартную неопределенность, приписанную уравнению, применяемому для расчета плотности газа по ГСССДМР 113-03, и'_{р f}, %, определяют по формуле

,        5 _f

^upf=-¥>                             (26)

где S _f - относительная погрешность, приписанная уравнению, применяемому для расчета ^Р” плотности газа по ГСССД МР 113-03, %.

• 7.4.2.16 Относительную суммарную стандартную неопределенность измерений объема газа, приведенного к стандартным условиям, u'_Vc, %, определяют по формуле

  

(27)

где '   - относительная стандартная неопределенность измерения времени с помощью

^т контроллера измерительного FloBoss S600, %, определяемая по формуле (7).

• 7.4.2.17 Относительную расширенную неопределенность (при коэффициенте охвата 2) измерений объемного расхода, и объема газа, приведенных к стандартным условиям U_qc, % и U_Vc, %, определяют по формулам:

  

(28)

U_Vc=2-u_Vc.                                   (29)

• 7.4.2.18 Результаты расчетов по формулам (3)-(27) округляют до трех знаков после запятой. Результаты расчетов по формулам (28), (29) округляют до двух значащих цифр.

• 7.4.2.19 Результаты поверки считаются положительными, если рассчитанная относительная расширенная неопределенность (относительная погрешность при доверительной вероятности 0,95) измерений объемного расхода и объема газа, приведенных к стандартным условиям, не выходит за пределы 0,65 %.

8 ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ПОВЕРКИ

• 8.1 Результаты поверки СИКГ оформляют протоколом с указанием даты и места проведения поверки, условий поверки, применяемых эталонов, результатов расчета погрешности. Форма протокола приведена в приложении А.

• 8.2 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке СИКГ в соответствии с приказом Министерства промышленности и торговли Российской Федерации от 2 июля 2015 г. № 1815 «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».

• 8.3 Отрицательные результаты поверки СИКГ оформляют в соответствии с приказом Министерства промышленности и торговли Российской Федерации от 2 июля 2015 г. № 1815 «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке». При этом выписывается извещение о непригодности к применению СИКГ с указанием причин непригодности.

ПРИЛОЖЕНИЕ А

(рекомендуемое)

Форма протокола поверки СИКГ

Дата:

Поверитель: (наименование и адрес организации)

Место проведения поверки:

Наименование поверяемого средства измерений:

Заводской номер:

Условия проведения поверки:

температура окружающего воздуха, °C атмосферное давление, кПа относительная влажность окружающего воздуха, %

Наименование эталонов и вспомогательных средств: (с указанием заводского номера и свидетельства о поверке)

Поверка проведена в соответствии с документом: (наименование документа)

Результаты поверки: (положительные или отрицательные)

Проведение поверки:

1. Проверка технической документации: соответствует (не соответствует) требованиям 7.1 методики поверки.

.1 Проверка наличия действующих свидетельств о поверке СИ, входящих в состав СИКГ

• 2. Внешний осмотр СИКГ: соответствует (не соответствует) требованиям 7.2 методики поверки.

• 3. Опробование СИКГ: соответствует (не соответствует) требованиям 7.3 методики поверки.

  Идентификационные данные (признаки)	Значение
  Идентификационное наименование ПО
  Номер версии (идентификационный номер) ПО
  Цифровой идентификатор ПО
  Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

При увеличении/уменыпении значения входного сигнала соответствующим образом изменяются (не изменяются) значения измеряемой величины на мониторе АРМ оператора.

4. Определение метрологических характеристик СИКГ:

4.1 Определение основной приведенной погрешности преобразования входного аналогового сигнала силы постоянного тока (от 4 до 20 мА)

• 4.2 Определение относительной расширенной неопределенности (относительной погрешности при доверительной вероятности 0,95) измерений объемного расхода и объема газа, приведенных к стандартным условиям (7.4.2 методики поверки)

Привести расчет относительной расширенной неопределенности (относительной погрешности при доверительной вероятности 0,95) измерений объемного расхода и объема сухого отбензиненного газа, приведенных к стандартным условиям.

Должность поверителя

подпись

15 из 15