Методика поверки «ГСОЕИ. Комплекс измерительно-вычислительный "Sybi-rirol" фирмы Smith Meter Inc.. США» (Код не указан!)

Государственный научный метрологический центр Всероссийский научно-исследовательский институт' расходом стр! hi (ГНМЦ ВНИИ?) Госстандарта Росс ни

^”У'Г.ВРРЖ,^!1АЙ)--

■' Зам. директора Г1 I M I1 Bl IIII IP /

Z      ПО iKJV'inoii paooic

• |'^Z' ^Z

. 7'^л'^х'-J.. У1-⁽- ■ Немирна

"M," • /Л        2002 i.

H II С Т Р У К 11 И >1

• I оеударс 11кттая система обеспечения единства измерении

KOMIUII КС ИЗМ1 РИ I I JIM К) ВЫЧИСЛИ 1ГЛЬНЫЙ "SYBIK НЮ1

фирмы Smith Meier lnc.X.'lIIA

Методика поверки

Казань “ 2002 г.

Г осу дарственный научный метрологический центр Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии (ГНМЦ ВНИИР) Госстандарта России

“УТВЕРЖДАЮ”

Зам. директора ГНМЦ ВНИИР

по научной работе

_____________М.С. Немиров

___________________2002 г.

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

КОМПЛЕКС ИЗМЕРИТЕЛЬНО-ВЫЧИСЛИТЕЛЬНЫЙ "SYBERTROL"

фирмы Smith Meter Inc.,США

Методика поверки

Казань - 2002 г.

Настоящая инструкция распространяется на измерительно-вычислительные комплексы "SyberTrol" фирмы Smith Meter Inc., США (далее - ИВК), эксплуатируемые в составе системы измерений количества и показателей качества нефти на ЦПС "Приобское" ОАО "Юганскнефтегаз", и устанавливает методику их первичной и периодической поверок.

Межповерочный интервал - один год.

• 1 Операции поверки

  • 1.1 Внешний осмотр в соответствии с 6.1.

  • 1.2 Опробование в соответствии с 6.2.

  • 1.3 Определение метрологических характеристик (далее-MX) в соответствии с 6.3.

• 2 Средства поверки

При проведении поверки применяют следующие эталонные и вспомогательные средства измерений (далее - СИ):

• -  генератор сигналов низкочастотный ГЗ-102, диапазон частот от 10 Гц до 100 кГц по ГОСТ 22261-76;

• -  счетчик программный реверсивный Ф5007, диапазон частот входных сигналов от 10 Гц до 1 МГц по ТУ 25-04-2271-73;

• - делитель частоты Ф5093, диапазон частот от 10 Гц до 10 МГц, ТУ 25-04-3084-76;

• -  магазин сопротивлений Р4831, кл. точности 0,02, ГОСТ 23737-79;

• -  эталонная катушка сопротивления 100 Ом типа Р331, к.т. 0,01 по ТУ 25-04-3084;

• - универсальный вольтметр В7-16, диапазон измерений 0-1000 В по ТУ 2.710.002;

• - термометр метеорологический стеклянный, диапазон измерений от 0 до 100 °C, ГОСТ 112-78Е;

• - психрометр аспирационный, ГОСТ 6353-52.

Допускается применять другие СИ с аналогичными или лучшими характеристиками.

• 3 Требования безопасности

При проведении поверки необходимо соблюдать требования безопасности, определяемые:

• 3.1 Правилами безопасности труда, действующими на объекте, на котором проводят поверку;

• 3.2 Правилами безопасности эксплуатации используемых средств поверки, приведенными в эксплуатационной документации;

• 3.3 Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей (ПТБ).

• 4 Условия поверки

Температура окружающего воздуха, °C

Атмосферное давление, кПа

Относительная влажность воздуха, %

Частота тока питания, Гц

Поверку проводят при отсутствии вибрации, ударов и магнитных полей, кроме земного.

• 5 Подготовка к поверке

  • 5.1 Подготовку к поверке проводят согласно требованиям эксплуатационной документации на средства поверки и ИВК.

  • 5.2 Проверяют монтаж ИВК и средств поверки согласно структурным схемам ( рис.1-4).

  • 5.3 Вводят в память ИВК значения диапазонов измерений преобразователей температуры, давления, плотности, вязкости, характеристик трубопоршневой поверочной установки (далее - ТПУ), заводского коэффициента преобразования турбинного преобразователя расхода (далее - ТПР).

  • 5.4 Включают и прогревают ИВК и средства поверки в течении не менее 30 минут.

• 6 Проведение поверки

  • 6.1 Внешний осмотр

При внешнем осмотре устанавливают, что:

• - комплектность ИВК соответствует указанной в технической документации;

• - на ИВК отсутствуют механические повреждения и дефекты покрытия, ухудшающие внешний вид и мешающие работе;

• - надписи и обозначения на ИВК нанесены четко и соответствуют требованиям технической документации.

• 6.2 Опробование

  • 6.2.1 Опробование ИВК при определении абсолютной погрешности аналоговых каналов измерений (рис. 1) проводят следующим образом:

• -  на входы ИВК, предназначенные для подключения преобразователей температуры, давления подают токовые сигналы. Величины токов определяют косвенным методом, используя цифровой вольтметр и эталонную катушку сопротивления.

• -  изменяя величины токов, следует убедиться во вводе и обработке их ИВК, контролируя значения параметров на дисплее ИВК.

• 6.2.2 Опробование ИВК измерительной линии (далее - ИВК-ИЛ) при определении относительной погрешности вычисления объема и массы нефти (рис. 2) проводят следующим образом:

• - на вход ИВК-ИЛ, предназначенный для подключения ТПР, подают сигнал генератора ГЗ-102;

• - на входы ИВК-ИЛ, предназначенные для подключения преобразователей плотности, подают сигнал делителя частоты Ф5093

• - значения температуры, давления вводят с клавиатуры;

• - вводят условное значение заводского коэффициента преобразования ТПР;

• - вводят значение поправочного коэффициента ТПР, равное 1;

• - вводят коэффициенты плотномера вручную в соответствующие поля исходных данных;

• - убеждаются во вводе сигналов и обработке их ИВК-ИЛ, контролируя значения параметров "объем нефти" и "масса брутто" на дисплее ИВК-ИЛ.

• 6.2.3 Опробование ИВК ТПУ (далее - ИВК-ТПУ) при определении относительной погрешности вычислений поправочного коэффициента ТПР по ТПУ (рис. 3) проводят следующим образом:

• - сигналы ТПР необходимой частоты задают генератором ГЗ-102, количество импульсов

• - посредством счетчика импульсов Ф 5007;

- сигналы детекторов ТПУ задают соответствующими выходами "Преднаб. max" и "Преднаб. min" счетчика импульсов Ф 5007, поворот 4-х ходового крана ТПУ производят вручную;

1 - вольтметр; 2 - эталонная катушка сопротивления; 3 - магазин сопротивлений; 4-ИВК

Рис. 1 Схема подключения СИ при определении погрешности аналоговых каналов измерения температуры, давления

1 - генератор импульсов; 2 - счетчик импульсов; 3 - делитель частоты;

• 4 - ИВК-ИЛ

Рис.2 Схема подключения СИ при определении погрешности вычисления объема и массы нефти

1 - генератор импульсов; 2 - счетчик импульсов; 3 - ИВК-ИЛ; 4 - ИВК-ТПУ;

• 5 - делитель частоты; 6 - 4-х ходовой кран ТПУ

Рис. 3 Схема подключения СИ при определении погрешности вычисления коэффициента преобразования ТПР по ТПУ                                 5

стоп

1,2- генераторы импульсов; 3 - делитель частоты Ф5093; 4, 5 - счетчики импульсов Ф5007;

• 6 - ИВК рабочего ТПР; 7 - ИВК контрольного ТПР

Рис. 4 Схема подключения СИ при определении погрешности вычисления коэффициента преобразования рабочего ТПР по контрольному

• - сигнал преобразователя плотности задают делителем частоты Ф 5093;

• - значения i емпературы и давления нефти на ИЛ вводят с клавиатуры ИВК-ИЛ, значения температуры и давления нефти на входе и выходе ТПУ вводят с клавиатуры ИВК-ТПУ;

• - изменяя выходные сигналы приборов, убеждаются во вводе и обработке их ИВК-ИЛ, контролируя значения параметров на дисплее ИВК-ИЛ.

• 6.2.4 Опробование ИВК контрольного ТПР (далее - ИВК-К) при определении относительной погрешности вычислений коэффициента преобразования рабочего ТПР по контрольному (рис. 4) проводят следующим образом:

• - вводят в память ИВК количество импульсов с контрольного ТПР, равное 10200, значения коэффициента преобразования контрольного ТПР, градуировочных коэффициентов преобразователя плотност:!;

• - сигналы ТПР необходимой частоты задают генераторами импульсов, количество импульсов - посредством счетчика импульсов Ф 5007;

• - сигнал преобразователя плотности задают делителем частоты Ф 5093;

• - значения температуры и давления нефти у рабочего и контрольного ТПР вводят с клавиатуры ИВК-ИЛ и ИВК-К.

• 6.3 Определение метрологических характеристик

  • 6.3.1 Определение абсолютной погрешности аналоговых каналов измерений температуры, давления, влагосодержания

Определение абсолютной погрешности аналоговых каналов измерений температуры, давления и в.:ai осодержания проводят не менее чем при пяти значениях (включая минимальное и максимальное) из диапазона измерений преобразователя соответствующей величины.

Значения тока для соответствующего значения величины определяют по формуле:

(1)

где: I. - значение тока, мА;

х - шачение величины;

S₄ диапазон измерений преобразователя величины;

.\ _п„, - нижний предел измерений преобразователя величины.

Обработку результатов измерений проводят в следующей последовательности:

а) Абсолютную погрешность измерений величины определяют по формуле

,\=х-х_р,                                                       (2)

где х - значение величины по показаниям ИВК;

х_р - значение величины, соответствующее значению тока, рассчитанному по формуле (1).

Резульга гы измерений заносят в протокол (приложение Б).

За абсолютную погрешность измерений величины принимают максимальное из всех значений, определенных по формуле (2).

Это значение не должно превышать значений 0,05 °C и 0,05 кгс/см² соответственно

для аналоговых каналов измерений температуры и давления.

б) Относительную погрешность, вносимую в погрешность вычислений массы брутто ( &мба) аналоговыми каналами измерения температуры и давления ИВК, определяют по формуле

8мб. = 7°.°⁸² X (At,² + At_р²) + 0,08-’ X (ДР,² + ДР/) X 0,01                              (3)

где Atj и At_p - значения абсолютной погрешности каналов измерений температуры нефти ИВК соответственно у ТПР и в блоке измерений параметров качества (далее - БИК), °C;

ДР, и ДР_р - значения абсолютной погрешности каналов измерений давления нефти ИВК соответственно у ТПР и в блоке измерений показателей качества нефти (далее - БИК), кгс/см²;

0,08 - коэффициент влияния погрешности измерений температуры (давления), % / °C (%/МПа).

в) Относительную погрешность, вносимую в погрешность вычислений поправочного коэффициента ТПР по ТПУ ( 6_MFa) аналоговыми каналами измерений температуры и давления ИВК, определяют по формуле

8_mf. = V⁰-⁰⁸' ^х <At,² + Д1_у„² +      ) + 0,08² х(ДР,² + ДР_У„² + Д²_У„ )х 0,01        (4)

где Aty_BX ,At_yBblx и ДР_Увх ДР_Увь1Х - значения абсолютной погрешности каналов измерений соответственно температуры и давления нефти на входе и выходе ТПУ, °C и кгс/см².

г) Относительную погрешность (5_MFa), вносимую в погрешность вычислений поправочного коэффициента рабочего ТПР по контрольному аналоговыми каналами измерений температуры и давления ИВК, определяют по формуле

8mf. = Л⁰⁸' х (At,² + Д1,_к²) + 0,08² X(ДР,² + ДР,_К²)X0,01                           (5)

где Atj_K и ДР,_К - значения абсолютной погрешности каналов измерений соответственно температуры и давления нефти у контрольного ТПР, °C и кгс/см².

• 6.3.2 Определение погрешности вычислений объема (5_V) и массы брутто (§_Мб) нефти

При помощи генератора ГЗ-102 и делителя частоты Ф5093 устанавливают значения частоты сигналов преобразователей расхода и плотности, вводят с клавиатуры ИВК-ИЛ значения температуры и давления в соответствии с табл. 1.

Вводят в память ИВК-ИЛ условное значение заводского коэффициента преобразова-

KF.

ния ТПР, рассчитанное по формуле KF - (где КБ_ф - фактическое значение заводского коэффициента преобразования ТПР) и округленное до целого числа, значения градуировочных коэффициентов преобразователей плотности в соответствии с сертификатами калибров

ки.

Таблица 1

Счетчик импульсов подготавливают к режиму ограничения по максимуму. На переключателе "Преднаб. мах" устанавливают число, равное

Pv

(6)

где p_v - значение плотности нефти при условиях измерения объема, т/м³;

KF - условное значение заводского коэффициента преобразования ТПР, имп/м³ (условное значение KF, вносимое в ИВК-ИЛ на время поверки, рассчитывают из условия, что N > 10000 имп);

M_min - минимальное значение массы нефти, которое необходимо набрать при поверке ИВК-ИЛ в режиме измерения массы (минимальное значение массы, равное 500, рассчитано из условия, что погрешность округления значения массы на дисплее ИВК-ИЛ должна быть пренебрежимо мала по сравнению с погрешностью ИВК-ИЛ вычисления массы).

Для каждой серии входных параметров проводят не менее трех измерений. Результаты измерений заносят в протокол (приложение В).

Погрешность вычисления массы брутто определяют для каждого канала измерения плотности.

Обработку результатов измерений проводят в следующей последовательности: а) Погрешность вычислений объема S_v определяют по формуле

---— х100%,

V

^v р

где V -значение объема по показаниям ИВК-ИЛ, м³; V_p - расчетное значение объема, м³;

Расчетное значение объема определяют по формуле

N

V_P =                                                                              (8)

где N - количество импульсов, выданное счетчиком, имп.;

KF

К - коэффициент преобразования ТПР, определяемый по формуле К =---, имп/м³;

MF

MF - поправочный коэффициент ТПР (при поверке MF=1).

Значение S_v вычисляют до четвертого знака после запятой. Окончательное значение округляют до третьего знака после запятой.

Погрешность 6_V не должна превышать 0,025 %.

б) Погрешность вычислений массы брутто (5'_Мб) определяют по формуле

|М-М_Р|

5м_б = ‘ -_w~ ^{х100,                                                            (9)

М_р

где М - значение массы брутто по показаниям ИВК-ИЛ, т;

М_Р - расчетное значение массы брутто, т;

Значение М_Р в соответствии с ГОСТ 26979 определяют по формуле

Мр = V_p х р_ТПР х 10^_3

где р_ТПР - значение плотности, приведенное к условиям ТПР, кг/м³, рассчитанное по формуле

Ртпр =Р^Х[1 + Р^ХС_Р -t_t)]^x[l + Y^x(^Pt -Рр)^х0,1] ,                         (И)

где р - значение плотности нефти при условиях в БИК, кг/м³, рассчитывают по формулам (A.l -А.5);

t_p, t, ( Р_р, Р,) - значения температуры (давления) нефти соответственно у преобразователя плотности и у ТПР, °C (кгс/м²);

Р - коэффициент объемного расширения нефти, 1/°С;

у - коэффициент сжимаемости нефти, 1/МПа;

Значения 0 и у берут из таблиц МИ 2153.

За погрешность 5'_М6 принимают максимальное из всех значений, определенных по формуле (8).

Суммарную погрешность вычислений массы брутто определяют по формуле

8м6=1.1*М⁺⁸мй² •                                           (12)

Значения 5_Мба, 5'_Мб, 6_Мб вычисляют до третьего знака после запятой. Окончательное значение 5_Мб округляют до второго знака после запятой.

Значение 5_М не должно превышать 0,05 %.

• 6.3.3 Определение относительной погрешности вычислений поправочного коэффициента ТПР по ТПУ

Определение относительной погрешности вычислений поправочного коэффициента ТПР (5_MF) по ТПУ проводят при минимальном и максимальном значениях диапазона измерений ТПР, произвольном значении плотности при условиях в БИК из рабочего диапазона измерений плотности, при минимальных и максимальных значениях температуры и давления нефти у ТПР, на входе и выходе ТПУ.

В память ИВК-ИЛ вводят значение заводского коэффициента преобразования ТПР -KF, градуировочных коэффициентов преобразователя плотности.

В память ИВК-ТПУ вводят значения характеристик ТПУ: вместимости калиброванных участков ТПУ при нормальных условиях, внутреннего диаметра ТПУ, толщины стенок ТПУ, коэффициента линейного расширения материала стенок ТПУ, модуля упругости материала стенок ТПУ.

С клавиатуры дисплея ИВК- ИЛ вводят значения температуры и давления нефти у ТПР и в БИК.

С клавиатуры дисплея ИВК-ТПУ вводят значения температуры и давления нефти на входе и выходе ТПУ.

На делителе частоты устанавливают сигнал, соответствующий выбранному значению плотности.

На генераторе импульсов (рис. 3) устанавливают выходной сигнал, соответствующий частоте выходного сигнала ТПР, для подачи на импульсный вход ИВК-ИЛ.

На счетчике импульсов устанавливают "Преднаб. мин." - 5000 и "Преднаб. мах." -15000. Имитируют прямой и обратный ход шара ТПУ с двумя парами детекторов. Для чего на счетчике импульсов устанавливают режим "Сумм.". С клавиатуры ИВК устанавливают режим "Поверка". После установки 4-х ходового крана в положение "Вперед" запускают счетчик импульсов кнопкой "Старт". После срабатывания реле "Преднаб. мах." кнопкой "Стоп" останавливают счет импульсов. После установки 4-х ходового крана в положение

"Назад" задают режим "Вычит." и запускают счетчик импульсов кнопкой "Старт". После срабатывания "Преднаб. мин." счет импульсов останавливают.

Для каждой серии входных параметров проводят не менее трех измерений. Результаты измерений заносят в протокол (приложение Г).

Обработку результатов проводят в следующей последовательности:

Погрешность S'_MF определяют по формуле

где MF - значение поправочного коэффициента ТПР по показаниям ИВК-ИЛ, имп/м³;

MFp - значение поправочного коэффициента ТПР, имп/м³, вычисленное по формуле

V_o - значение вместимости ТПУ при нормальных условиях (берут из свидетельства о поверке ТПУ);

N - количество импульсов, накопленное счетчиком импульсов, имп.;

K_tP - значение коэффициента, учитывающего влияние температуры и давления, разности температуры и давления нефти у ТПР и в ТПУ на вместимость ТПУ и объем нефти, вычисленное по формуле

K_tP =l + 3a_T x(t_y -20) + -^^х — хР_у xO,l + Px(t_t -t_y) + yx(Py -P_t)xO,l, (15) Е S

где а _т - коэффициент линейного расширения материала стенок ТПУ, 1/°С;

Е - модуль упругости материала стенок ТПУ, МПа;

D - внутренний диаметр калиброванного участка ТПУ, мм;

S - толщина стенок ТПУ, мм;

t_y - среднее значение температуры нефти в ТПУ, °C, вычисленное по формуле

*у =----"---->                                                            О⁶)

ty_BX, t_yBblx - значение температуры на входе и выходе ТПУ, °C;

Р_у - среднее значение давления нефти в ТПУ, кгс/см², вычисленное по формуле

Р_Увх, Р_Увых - значение давления нефти на входе и выходе ТПУ, кгс/см²; t, - температура нефти у ТПР, °C;

Р,- давление нефти у ТПР, кгс/см²;

За погрешность ИВК S^_F принимают максимальное из всех значений, определенных по формуле (13).

Суммарную погрешность 3_MF определяют по формуле

8m_F=1>_a/8'_Mf²+8m_F..                                                   (18)

Значение K_tP вычисляют до пятого знака после запятой.

Значение К вычисляют до пяти значащих цифр.

Значения 5_MFa,S'_MF, вычисляют до четвертого знака после запятой, окончательное значение 5_МР округляют до третьего знака после запятой.

Значение S_MF не должно превышать 0,025 %.

• 6.3.4 Определение относительной погрешности ИВК-К вычислений поправочного коэффициента рабочего ТПР по контрольному

Определение относительной погрешности вычислений поправочного коэффициента рабочего ТПР по контрольному (S_MF) проводят при минимальном и максимальном значениях расхода из рабочего диапазона измерений ТПР, произвольном значении плотности при условиях в БИК из рабочего диапазона измерений плотности, при минимальных и максимальных значениях температуры и давления нефти у рабочего и контрольного ТПР.

В память ИВК-К вводят значения заводского коэффициента преобразования контрольного ТПР, поправочного коэффициента контрольного ТПР, градуировочных коэффициентов преобразователя плотности, количество импульсов с контрольного ТПР, равное 10200.

С клавиатуры дисплея ИВК-ИЛ и ИВК-К вводят значения температуры и давления нефти у рабочего и контрольного ТПР в соответствии с таблицей 2.

С помощью генераторов импульсов имитируют выходные сигналы контрольного и рабочего ТПР, устанавливая выходные сигналы с частотой, соответствующей минимальному (максимальному) значению расхода в соответствии с таблицей 2, и подают их на соответствующие входы ИВК-ИЛ и ИВК-К.

Таблица 2.

Сигнал преобразователя плотности имитируют делителем частоты. На делителе частоты устанавливают сигнал, соответствующий выбранному значению плотности из рабочего диапазона.

Счетчик импульсов, имитирующий сигнал с контрольного ТПР, подготавливают к работе в режиме ограничения по максимуму. Устанавливают на переключателе "Преднаб. шах" число 10400, переключателе "Преднаб. min" - число 200.

При срабатывании реле "Преднаб. min" одновременно начинается счет импульсов на обоих счетчиках импульсов.

На ИВК-К вызывают команду "Начало сличения".

При наборе ИВК-К 10200 импульсов с контрольного ТПР счет импульсов ИВК-К и ИВК-ИЛ останавливается.

При срабатывании реле "Преднаб. max" одновременно останавливается счет импульсов на обоих счетчиках импульсов.

Для каждой серии входных параметров проводят не менее трех измерений. Результаты измерений заносят в протокол (приложение Д).

Обработку результатов проводят в следующей последовательности:

Погрешность 5^ определяют по формуле

(19)

где MF_p - значение поправочного коэффициента рабочего ТПР по показаниям ИВК-К; MF_pp - значение поправочного коэффициента рабочего ТПР, вычисленное по формуле

(20)

KF_P- значение заводского коэффициента преобразования рабочего ТПР, имп/м³;

К_РР - расчетное значение коэффициента преобразования рабочего ТПР, имп/м³, вычисленное по формуле

N_p х К_р, х К_рР х KF_K N_K xK_kt xK_kp x MF_K ’

где N_p - количество импульсов, накопленное счетчиком импульсов от генератора, имитирующего сигнал с рабочего ТПР, имп.;

N_K - количество импульсов, накопленное счетчиком импульсов от генератора, имитирующего сигнал с контрольного ТПР, имп.;

К_р|, K_kt - значения коэффициентов коррекции по температуре соответственно для рабочего и контрольного ТПР;

К_рР К_кР - значения коэффициентов коррекции по давлению соответственно для рабочего и контрольного ТПР;

MF_K - значение поправочного коэффициента контрольного ТПР;

KF_k - значение заводского коэффициента преобразования контрольного ТПР, имп/м³.

Коэффициенты коррекции по температуре для контрольного и рабочего ТПР определяют по формуле

К, =1-р x(t-20),                                                     (22)

где t - значение температуры нефти у ГПР, °C.

Коэффициенты коррекции по давлению для контрольного и рабочего ТПР определяют по формуле

К_р =1 + ухРх0,1,                                                       (23)

где Р - значение давления нефти у ТПР, кгс/см².

При определении MF_pp отдельно вычисляют числитель и знаменатель с точностью до четырех десятичных знаков.

За погрешность ИВК 3'_MF принимают максимальное из всех значений, определенных по формуле (19).

Суммарную погрешность 5_МР определяют по формуле

й..« =l-lN⁸'«²+⁶L-                                                 (24)

Значения К, К_Р вычисляют до пятого знака после запятой.

Значение К_рр вычисляют до пяти значащих цифр.

Значения 8^,8^, 8_MF вычисляют до четвертого знака после запятой, окончательное значение 8_М[. округляют до третьего знака после запятой.

Значение 8_MF не должно превышать 0,025 %.

7 Оформление результатов поверки

• 7.1 Результаты поверки оформляют протоколами (приложения Б, В, Г, Д).

• 7.2 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке установленной формы.

• 7.3 При отрицательных результатах поверки ИВК к эксплуатации не допускают и выдают извещение о непригодности установленной формы.

Приложение А (обязательное)

Расчет плотности нефти при рабочих условиях

Плотность жидкости с поправкой по температуре и давлению р_р, кг/м³, определяют по формуле (А.З).

р=К_{] + К_х *7 + К₂ *Т²,

p_t = р*[1 + £₁₈*(/ -20)] + ^₉*(/ -20),

р_р = р, *[1 + К_2{} * Р *10] + tf_2l *Р *10 ,

K₂₍₎=K₂._A+K^*P *10 ,

/f₂₎ =+ К_21/( * Р* 10 ,

где К_о, К,, К₂, К₁₈, К₁₉, К_20А. К_20В, К_21А, К_2]В - градуировочные коэффициенты, взятые из сертификата на преобразователь плотности;

Т - период сигнала имитатора преобразователя плотности, мкс;

t - температура нефти в БИК, °C;

Р - избыточное давление нефти в БИК преобразователе плотности, МПа.

Приложение Б

(рекомендуемое)

Протокол поверки

измерительно-вычислительного комплекса "SyberTrol"

Зав. №_____________________________________________

Место проведения поверки___________________________

Таблица Б.1 - Определение абсолютной погрешности аналоговых каналов измерений физических параметров

Подпись лица, проводившего поверку___________________________/ и.о.фамилия

Дата проведения поверки "_____"____________________________20 г.

Приложение В

(рекомендуемое)

Протокол поверки измерительно-вычислительного комплекса "SyberTrol"

Таблица В.1 - Определение относительной погрешности вычислений объема и массы нефти

Подпись лица, проводившего поверку_____________________________I и.о. фамилия

Дата проведения поверки “____”_______________________20 г.

Приложение Г

(рекомендуемое)

Протокол поверки измерительно-вычислительного комплекса SyberTrol Таблица Г. 1 - Характеристики ТПУ

Таблица Г.2 - Определение относительной погрешности вычислений коэффициента преобразования ТПР

Подпись лица, проводившего поверку_____________________________/и.о. фамилия

Дата проведения поверки: “____”________________200 г.

Приложение Д

(рекомендуемое)

Протокол поверки

измерительно-вычислительного комплекса "SyberTrol"

Подпись лица, проводившего поверку_____________________________/и.о. фамилия

Дата проведения поверки “____”_______________________20 г.