Методика поверки «ГСОЕИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 432» (МП 1171-14-2020)

ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ РАСХОДОМЕТРИИ -ФИЛИАЛ ФЕДЕРАЛЬНОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО УНИТАРНОГО ПРЕДПРИЯТИЯ «ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ МЕТРОЛОГИИ им.Д.И.МЕНДЕЛЕЕВА»

ВНИИР - филиал ФГУП «ВНИИМ им.Д.И.Менделеева»

УТВЕРЖДАЮ

И.о. директора филиала

Государственная система обеспечения единства измерений

СИСТЕМА ИЗМЕРЕННИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ № 432

Методика поверки

МП 1171-14-2020

Начальник НИО-14

X- Р-Р- Нурмухаметов

Тел. отдела: (843) 299-72-00

Казань

2020

Настоящий документ предназначен для проведения поверки средства измерений «Система измерений количества и показателей качества нефти № 432» (далее - СИКН) и устанавливает методику первичной поверки при вводе в эксплуатацию, а также после ремонта и периодических поверок при эксплуатации.

Поверка СИКН осуществляется методом косвенных измерений в соответствии с требованиями Государственной поверочной схемы (часть 2), утвержденной приказом Госстандарта от 07.02.2018 № 256.

Если очередной срок поверки измерительного компонента из состава СИКН наступает до очередного срока поверки СИКН, или появилась необходимость проведения внеочередной поверки измерительного компонента, то поверяется только этот измерительный компонент, при этом поверку СИКН не проводят.

Поверку СИКН проводят в диапазоне измерений, указанном в описании типа СИКН, или в фактически обеспечивающемся при поверке СИКН диапазоне измерений с обязательным указанием в свидетельстве о поверке информации об объеме проведения поверки. Фактический диапазон измерений не может превышать диапазона измерений, указанного в описании типа СИКН.

Возможно проведение поверки отдельных измерительных каналов (ИК) СИКН.

Интервал между поверками СИКН - 12 месяцев.

• 2.1 При проведении поверки выполняют операции, приведенные в таблице 1.

Таблица 1 - Операции поверки

• 2.2 Если при проведении какой-либо операции поверки получен отрицательный результат, дальнейшую поверку не проводят.

• 3.1 Характеристики измеряемой среды при проведении поверки должны соответствовать требованиям, приведенным в таблице 2.

Соответствие характеристик измеряемой среды значениям в таблице 2 проверяют по данным паспорта качества измеряемой среды.

Таблица 2 - Характеристики измеряемой среды

Окончание таблицы 2

• 3.2 Изменение температуры измеряемой среды в преобразователе плотности жидкости измерительном модели 7835 и на входе и выходе установки трубопоршневой за время измерения не должно превышать по абсолютной величине 0,2 °C.

• 3.3 Избыточное давление измеряемой среды при поверке (Р_пОв, МПа) после установки трубопоршневой (счетчик жидкости турбинный с Ду от 3/4" до 24" с блоками (далее - ТПР) расположен до установки трубопоршневой по ходу измеряемой среды) и после ТПР (ТПР расположен после установки трубопоршневой) устанавливают не менее значения, вычисленного по формуле

Р =2,06 Р +2 дР ,                               (1)

где Р_нас - давление насыщенных паров, определенное согласно ГОСТ 1756 при максимальной температуре измеряемой среды в СИКН;

ДР _ перепад давления измеряемой среды на ТПР, МПа (из эксплуатационной документации).

• 3.4 Содержание свободного газа не допускается.

• 3.5 Устанавливают требуемый поверочный расход измеряемой среды.

• 3.6 Отклонение расхода измеряемой среды за время одного измерения (в точке расхода) не превышает 2,5 % от установленного значения.

• 3.7 Запорная и регулирующая арматура (регулятор расхода - при его наличии по проекту), установленная на измерительных линиях (ИЛ) с ТПР, открыты полностью. Регулятор выведен из автоматического режима регулирования расхода.

• 3.8 Определение метрологических характеристик ИК объемного расхода измеряемой среды запрещается проводить при расходе измеряемой среды ниже значения (QnpoT, м³/ч), где QnpoT ^— расход, при котором проведена проверка установки трубопоршневой на отсутствие протечек и указан в протоколе последней поверки установки трубопоршневой.

4.1 Метрологические и технические требования к средствам поверки СИКН приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Метрологические и технические требования к средствам поверки СИКН

• 4.2 Эталоны единиц величин, используемые при поверке, должны быть аттестованы в установленном порядке. Измерительные компоненты, используемые при поверке, должны быть утвержденного типа и поверены в установленном порядке.

• 4.3 Возможно применение аналогичных средств поверки с метрологическими и техническими характеристиками, обеспечивающими требуемую точность передачи единиц величин поверяемой СИКН.

• 5.1 При проведении поверки соблюдают требования, определяемые:

• - в области охраны труда - Трудовым кодексом Российской Федерации;

• - в области промышленной безопасности - Федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (приказ Ростехнадзора № 101 от 12 марта 2013 г. «Об утверждении Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности»), Руководством по безопасности «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов» (приказ № 784 от 27 декабря 2012 г. «Об утверждении Руководства по безопасности «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов»), а также другими действующими отраслевыми документами;

• - в области пожарной безопасности - Федеральным законом Российской Федерации от 22 июля 2008 г. № 123-ФЭ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности», Постановление Правительства Российской Федерации от 25 апреля 2012 г. № 390 «О противопожарном режиме» (вместе с «Правилами противопожарного режима в Российской Федерации»), СНиП 21.01-97 (с изм. № 1,2) «Пожарная безопасность зданий и сооружений»;

• - в области соблюдения правильной и безопасной эксплуатации электроустановок -Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей;

• - в области охраны окружающей среды - Федеральным законом Российской Федерации от 10 января 2002 г. № 7-ФЗ (ред. 12 марта 2014 г.) «Об охране окружающей среды» и другими действующими законодательными актами на территории РФ.

• 5.2 Площадка СИКН должна содержаться в чистоте без следов нефти и должна быть оборудована первичными средствами пожаротушения согласно Правил противопожарного режима в Российской Федерации.

• 5.3 Измерительные компоненты и вспомогательные устройства, применяемые при выполнении поверки, должны иметь взрывозащищенное исполнение в соответствии с требованиями ГОСТ 31610.0-2019 «Взрывоопасные среды. Часть 0. Оборудование. Общие требования».

• 5.4  Вторичную аппаратуру и щиты управления относят к действующим электроустановкам с напряжением до 1000 В, на которые распространяются Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей, Правила устройства электроустано во к.

• 5.5 Выполнение работ прекращают при обнаружении течи нефти в сварных и фланцевых соединениях.

• 6.1 При внешнем осмотре СИКН должно быть подтверждено соответствие СИКН следующим требованиям:

• - комплектность СИКН должна соответствовать ее описанию типа и эксплуатационной документации;

• - на компонентах СИКН не должно быть механических повреждений и дефектов, препятствующих применению СИКН и проведению ее поверки;

• - надписи и обозначения на компонентах СИКН должны быть четкими и читаемыми без применения технических средств, соответствовать технической документации;

• - проверяют обеспеченность конструкцией СИКН ограничения доступа в основные блоки и узлы СИКН, а также к программному обеспечению СИКН, в целях предотвращения несанкционированной настройки и вмешательства, которые могут привести к искажению результатов измерений.

• 6.2 Результаты внешнего осмотра считают положительными, если выполняются вышеперечисленные требования.

• 6.3 СИКН, не прошедшая внешний осмотр, к поверке не допускается.

• 7.1 Подготовка к поверке

  • 7.1.1  Подготовку средств поверки и СИКН осуществляют в соответствии с их эксплуатационной документацией.

  • 7.1.2 Проверяют правильность монтажа средств поверки.

  • 7.1.3 Проверяют комплектность эксплуатационной документации на измерительные компоненты, входящие в состав СИКН.

  • 7.1.4 Вводят в память ИВК или проверяют введенные ранее данные, необходимые для обработки результатов измерений.

  • 7.1.5 При рабочем расходе и давлении проверяют герметичность элементов конструкции СИКН. При этом не допускается появление капель или утечек нефти через сальники, фланцевые, резьбовые или сварные соединения при наблюдении в течение 5 мин.

  • 7.1.6 Проверяют герметичность задвижек, через которые возможны утечки нефти, влияющие на результаты измерений.

  • 7.1.7 На элементах конструкции СИКН не должно наблюдаться следов нефти.

При обнаружении следов нефти принимают меры по устранению утечки.

• 7.1.8 Перед началом определения метрологических характеристик ИК объемного расхода нефти выполняют следующие подготовительные работы:

• - проверяют отсутствие газа (воздуха) в ИЛ с ТПР и ПУ, а также в верхних точках трубопроводов. Для этого устанавливают объемный расход нефти в пределах диапазона измерений ТПР и открывают краны, расположенные в верхних точках ИЛ и ПУ. Проводят тестовый запуск поршня, удаляя при этом сжатый газ (воздух). Отсутствие газа (воздуха) в трубопроводах и установках определяют на слух, путем неоднократного кратковременного открытия-закрытия кранов для выпуска газа (воздуха).

Проверяют герметичность устройства пуска и приема поршня ПУ в соответствии с технической документацией.

Проверяют стабильность температуры нефти. Температуру нефти считают стабильной, если ее изменение в ПУ и в ТПР не превышает ±0,2 °C за время измерения.

• 7.2 Опробование

  • 7.2.1 При опробовании СИКН проверяют действие и взаимодействие компонентов в соответствии с инструкцией по эксплуатации СИКН, возможность формирования и получения отчетных документов, следующим образом:

• - проверяют наличие электропитания на компонентах СИКН и средств поверки;

• - проверяют наличие связи между первичными преобразователями, вторичной аппаратурой и ИВК, ИВК и АРМ оператора СИКН путем визуального контроля текущих значений измеряемых величин (температуры, давления, плотности, вязкости нефти, расхода в ИЛ и блоке контроля качества нефти) на дисплее компьютера АРМ оператора;

• - используя принтер компьютера АРМ оператора СИКН, распечатывают пробные протоколы поверки, формируемые АРМ оператора.

• 8.1 Проверяют соответствие идентификационных данных программного обеспечения (ПО) СИКН сведениям, приведенным в описании типа на СИКН.

• 8.2  Определение идентификационных данных ПО комплекса измерительновычислительного ТН-01 (далее - ИВК) проводят в соответствии с его руководством оператора.

8.3. Результат подтверждения соответствия ПО считается положительным, если полученные идентификационные данные ПО (идентификационное наименование, номер версии и цифровой идентификатор) соответствуют идентификационным данным, указанным в разделе «Программное обеспечение» описания типа СИКН.

• 9.1 Проводят проверку наличия действующих знаков поверки и (или) свидетельств о

поверке, и (или) записи в паспорте (формуляре) на следующие измерительные компоненты СИКН, фактически установленные на момент проведения поверки СИКН: ПП (регистрационный №  15644-01), преобразователи плотности и вязкости жидкости

измерительные модели 7827 (регистрационный № 15642-01), преобразователи давления измерительные 3051 (регистрационный № 14061-99), преобразователи давления измерительные АИР-20/М2 (регистрационный № 63044-16), преобразователи измерительные 644, 3144Р в комплекте с термопреобразователями сопротивления платиновыми серии 65 (регистрационные № 14683-04, 22257-01, 22257-05), датчики температуры ТМТ 142R (регистрационный № 63821-16), ИВК (регистрационный № 67527-17). Выше приведенные измерительные компоненты, фактически установленные на момент проведения поверки СИКН должны быть поверены в соответствии с документами на поверку, указанными в свидетельствах об утверждении типа (описаниях типа) данных измерительных компонентов. Определение метрологических характеристик ИК объемного расхода нефти проводят в соответствии с Приложением А данного документа.

• 10.1 При получении положительных результатов поверки по разделу 9 настоящей методики поверки СИКН относительная погрешность измерений массы брутто нефти не выходит за пределы ±0,25 %; относительная погрешность измерений массы нетто нефти не выходит за пределы ±0,35 % и результаты поверки СИКН считают положительными.

• 11.1 Результаты поверки СИКН оформляют протоколом поверки согласно Приложению Б.

• 11.2 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке СИКН в соответствии с действующим порядком проведения поверки средств измерений на территории РФ.

• 11.3 На оборотной стороне свидетельства о поверке СИКН указывают пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто и нетто нефти, диапазон измерений объемного расхода нефти.

• 11.4 Знак поверки наносят на свидетельство о поверке СИКН.

• 11.5 К свидетельству о поверке СИКН прикладывают:

• - перечень автономных измерительных блоков, в который включают перечень ИК с указанием заводских номеров измерительных компонентов, входящих в состав ИК, и перечень измерительных компонентов, входящих в состав СИКН. с указанием их заводских номеров;

• - протокол поверки СИКН.

При оформлении протоколов средствами вычислительной техники или вручную допускается форму протокола представлять в измененном виде.

• 11.6 В память ИВК, входящего в состав СИКН, устанавливают значения коэффициентов преобразования ТПР.

• 11.7 Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может повлиять на результат измерений, конструкцией ТПР, входящего в состав ИК объемного расхода нефти, предусмотрены места установки пломб, несущих на себе оттиск клейма поверителя, который наносится методом давления на две свинцовые (пластмассовые) пломбы, установленные на контровочных проволоках, пропущенных через отверстия в шпильках, расположенных на диаметрально противоположных фланцах.

• 11.8 В случае периодической или внеочередной поверки измерительного компонента приложенное свидетельство о поверке измерительного компонента заменяют на новое.

• 11.9 В случае необходимости определения метрологических характеристик отдельного ИК объемного расхода нефти оформляют свидетельство о поверке СИКН в части отдельного ИК объемного расхода нефти, при этом срок действия свидетельства о поверке СИКН в части отдельных ИК определяется интервалом между поверками СИКН. На оборотной стороне свидетельства о поверке СИКН в части отдельного ИК объемного расхода нефти указывают наименование и номер ИК, диапазон измерений расхода и пределы допускаемой относительной погрешности ИК.

• 11.10 При отрицательных результатах поверки СИКН к эксплуатации не допускают, выдают извещение о непригодности в соответствии с действующим порядком проведения поверки средств измерений на территории РФ.

Приложение А (обязательное)

Определение метрологических характеристик измерительного канала объемного расхода нефти

Настоящее приложение устанавливает порядок определения метрологических характеристик ИК объемного расхода нефти.

Определение относительной погрешности ТПР из состава ИК объемного расхода нефти и обработка результатов измерений соответствует алгоритму обработки результатов измерений, приведенному в МИ 3380-2012 «ГСИ. Преобразователи объемного расхода. Методика поверки на месте эксплуатации поверочной установкой».

Метрологические характеристики ТПР из состава ИК объемного расхода нефти и его градуировочную характеристику (ГХ) определяют при крайних значениях рабочего диапазона и значениях, выбранных внутри него.

При выборе количества точек внутри рабочего диапазона (разбиении рабочего диапазона на поддиапазоны) и размаха (величины) каждого конкретного поддиапазона расхода учитывают (размахи поддиапазонов могут быть разными):

• - технические возможности ИВК, которым оснащена СИКН;

• - крутизну ГХ ТПР (согласно заводской (фирменной) технической документации или результатам предыдущей поверки);

• - величину рабочего диапазона;

• - вид реализации ГХ ТПР в ИВК, которой оснащена СИКН.

Устанавливают требуемое значение расхода, начиная от нижнего предела рабочего диапазона (Qmin, м³/ч) в сторону увеличения или от Q_max (м³/ч) в сторону уменьшения.

Требуемый расход в каждой j-й точке устанавливают (Q"⁰⁸, м³/ч) и контролируют при движении поршня ПУ.

После каждого прохода поршня ПУ проверяют значение расхода Q"⁰⁸ по формуле

V^ny-3600 пр 1J

Т У

где V_nⁿ_p^y - вместимость калиброванного участка ПУ, приведенная к рабочим условиям в ПУ при i-м измерении при установлении поверочного расхода в j-й точке, м³. Определяют по формуле (А.З);

Tjj - время прохождения поршнем ПУ его калиброванного участка при i-м измерении при установлении поверочного расхода в j-й точке, с.

Значение расхода Qj'⁰⁸ допускается определять по формуле (А.2), используя вместимость калиброванного участка ПУ, определенную для стандартных условий V_o ( V_o = V_o^ny , м³) - из действующего свидетельства о поверке

Qno_{B =} v₀ -3600                                              (_А,₂)

"C.J            гр

^АУ

Вместимость V_n^ny для ТПУ определяют по формуле

(А.З)

t™ - средняя температура измеряемой среды в ПУ за i-oe измерение при установлении поверочного расхода в j-й точке, °C;

D - внутренний диаметр калиброванного участка ПУ, мм (из технического описания или паспорта);

S - толщина стенок калиброванного участка ПУ, мм (из технического описания или паспорта на ПУ);

Е - модуль упругости материала стенок калиброванного участка ПУ, МПа (из технического описания или паспорта на ПУ);

Р™ - среднее давление измеряемой среды в ПУ за i-oe измерение при установлении поверочного расхода в j-й точке, МПа;

Примечание - средние значения температуры и давления вычисляют:

- для ПУ для каждого прохода поршня по алгоритму: а = 0,5 • (а_вх + а_вых),

-                                                         -пу —ПУ

где а - среднее арифметическое значение измеряемого параметра t у или Pij );

^авх ^{и а}вых “ значения параметров (t, °C или Р, МПа), измеренные соответствующими измерительными компонентами, установленными на входе и выходе ПУ.

При необходимости корректируют расход. Отклонение установленного расхода от требуемого (задаваемого) значения не более 2,0 %.

После установления расхода и стабилизации температуры измеряемой среды проводят серию измерений, последовательно запуская поршень ПУ.

Количество измерений в каждой j-й точке расхода (п,) не менее пяти.

Для каждого i-ro измерения в каждой j-й точке расхода регистрируют (отсчитывают) и записывают в протокол поверки (приложение Б):

а) количество импульсов, выдаваемых поверяемым ТПР (N_ljs имп);

б) время движения поршня ПУ за период одного измерения (Т_м, с);

в) значение поверочного расхода (Q_(j, м³/ч);

г) частоту выходного сигнала поверяемого ТПР (f^, Гц);

д) температуру (t ™^р ,°С) и давление (Р™, МПа) в ТПР;

е) средние значения температуры (t"' ,°С) и давления (Pj^iy, МПа) измеряемой среды в ПУ;

ж) плотность измеряемой среды, измеренную поточным ПП (p_fj, кг/м³);

з) температуру измеряемой среды в поточном ПП (t™ ,°С);

и) давление измеряемой среды в поточном ПП (Р™);

к) вязкость, измеренную поточным преобразователем вязкости (v_ij5 сСт).

Определение коэффициента(ов) преобразования ТПР и оценивание среднего квадратического отклонения (СКО)

Для каждого i-ro измерения в j-й точке рабочего диапазона определяют (вычисляют) коэффициент преобразования ТПР (K_tJ, имп/м³) по формуле

>j

где V™ - объем измеряемой среды, прошедшей через калиброванный участок ПУ (следовательно, и через ТПР) за время i-ro измерения в j-й точке и приведенный к рабочим условиям в ТПР, м³ и определяемый по формуле

где CTL™ , CTL¹™ - поправочные коэффициенты, учитывающие влияние температуры измеряемой среды на её объемы, прошедшие через ПУ и ТПР соответственно за i-e измерение в j-й точке расхода. Определяют (вычисляют) согласно приложению В;

CPL™ , CPL™ - поправочные коэффициенты, учитывающие влияние давления измеряемой среды на её объемы, прошедшие через ПУ и ТПР соответственно за i-e измерение в j-й точке расхода. Определяют (вычисляют) согласно приложению В.

По результатам измерений и вычислений определяют значение коэффициента преобразования ТПР в j-й точке расхода (К₃, имп/м³) по формуле

^Ki=-2X>                             (а-⁶)

Oj i=i

где п₍ - количество измерений в j-й точке расхода.

ГХ реализована в ИВК в виде кусочно-параболической аппроксимации К j (имп/м³).

СКО определяют и оценивают для каждого k-го поддиапазона расхода (S_njk, %) по формуле

j

В случае несоблюдения условия (А.7) анализируют причины и выявляют промахи. Промахи рекомендуется выявлять по приложению Г.

Допускают не более одного промаха для каждой точки расхода. В противном случае (2 промаха и более) определение метрологических характеристик ТПР прекращают.

После исключения промаха (в точке расхода) выполняют одно дополнительное измерение и повторно проводят вышеприведенные операции.

При соблюдении условия (А.7) проводят дальнейшую обработку результатов измерений.

Определение относительной погрешности ТПР из состава ИК объемного расхода нефти Случайную составляющую погрешности ТПР £_пдк , % определяют для каждого к-го поддиапазона расхода по формуле

^епдк ⁼t(P.n) ’^пдк »                                                          (А.8) где t_(Pn) - квантиль распределения Стъюдента, зависящий от доверительной вероятности Р и количества измерений n (n = n j + n_j+1); значение t_(Pп) определяют по приложению Г.

Определение систематической составляющей погрешности Систематическую составляющую погрешности 0_1пдк, % определяют по формуле

=l,l-7(5_ro)²+(8_HBK)²+(9,)²+(0_aMk)² ,                 (А.9)

где 5 пу - пределы допускаемой относительной погрешности ПУ согласно описанию типа (или из действующего свидетельства о поверке), %;

5_ИВК - пределы допускаемой относительной погрешности ИВК при вычислениях коэффициента преобразования ТПР (из описания типа или действующего свидетельства о поверке), %;

0_t - составляющая систематической погрешности, обусловленная погрешностью измерений температуры измеряемой среды в ПУ и ТПР, %;

0_апдк- составляющая систематической погрешности, вызванная аппроксимацией коэффициента преобразования ТПР в k-м поддиапазоне расхода (К_пдк, имп/м³), %.

Составляющую систематической погрешности 0, (%) вычисляют по формуле 9,=₽_тах-7(^д‘™)² + (Д1_го)² -100,                            (АЛО)

где Р_тах - максимальное значение коэффициента объемного расширения измеряемой среды, °C'¹, определенных по Р 50.2.076-2010 «ГСП. Плотность нефти и нефтепродуктов. Методы расчета. Программы и таблицы приведения»;

At_Tnp и At_ny - пределы допускаемых абсолютных погрешностей датчиков температуры (или термометров), используемых для измерений температуры измеряемой среды в ТПР и ПУ соответственно, °C (из описаний типа или действующих свидетельств о поверке).

Примечание - максимальное значение 0_тах выбирают из ряда значений, определенных при всех измерениях в k-м поддиапазоне расхода;

Составляющую систематической погрешности ТПР из состава ИК объемного расхода нефти (0_апдк, %) вычисляют по формуле

Определение относительной погрешности ТПР из состава ИК объемного расхода нефти

Относительную погрешность ТПР из состава ИК объемного расхода нефти определяют по где 6_пдк - относительная погрешность ТПР в k-м поддиапазоне расхода, %;

^0,95* (⁰£пдк ^{+ е}пдк )’ ^если

⁰1ппк ’              ^еСЛИ

Z_(P) - коэффициент, зависящий от значения отношения 0v_nnj/S_n;lk (при доверительной вероятности Р = 0,95). Определяют из таблицы Г.З приложения Г.

Допуск ТПР из состава ИК объемного расхода нефти к дальнейшему применению Проверяют выполнение условия в каждом поддиапазоне расхода по формуле

|8_пдк| < 0,15%.                                               (А.13)

ТПР из состава ИК объемного расхода нефти к дальнейшему применению допускают, если выполняется условие (А.13) во всех поддиапазонах расхода.

Если условия (А.13) не выполняются, то рекомендуется:

• - увеличить количество измерений в точках расхода;

• - увеличить количество точек разбиения рабочего диапазона (уменьшить поддиапазоны расхода).

При повторном невыполнении данных условий, определение относительной погрешности ИК объемного расхода прекращают.

Приложение Б

(рекомендуемое)

Форма протокола поверки СИКН

ПРОТОКОЛ ПОВЕРКИ №_____________ Стр _ из

Наименование средства измерений:_______________________________

Тип, модель, изготовитель:__________________________________________

Заводской номер:________________________________________________

Владелец:_________________________________________________________

Наименование и адрес заказчика:__________________________________

Методика поверки:_____________________________________________

Место проведения поверки:______________________________________

Поверка выполнена с применением:_____________________________

Условия проведения поверки:

Температура окружающей среды:_______________________________

Атмосферное давление:_________________________________________

Относительная влажность:________________________________________

РЕЗУЛЬТАТЫ ПОВЕРКИ

• 1. Внешний осмотр:______________________________________

(соответствует/не соответствует п. 6.2)

• 2. Опробование средства измерений:_________________________________________

(соответствует/не соответствует пп. 7.2)

• 3. Проверка программного обеспечения средства измерений:__________________________________________________

(соответствует/не соответствует пп. 8.3)

• 4. Определение метрологических характеристик____________________________________

(соответствует/не соответствует разделу 9)

• 5. Подтверждение соответствия средства измерений метрологическим требованиям

Относительная погрешность измерений массы брутто

и нетто нефти установленным в п. 10.2 пределам:_________________________________________________

(соответствует/не соответствует)

6 Определение метрологических характеристик измерительного канала объемного расхода нефти

ИК: ИК 1,ИК 2, ИКЗ, ИК 4.

Место проведения__________

наименование объекта (ПСП. НСП) и наименование владельца объекта

Преобразователь: тип (модель)____________, DN _ мм, PN _ МПа. зав. №___.

установлен на__________________, ИЛ №___. Рабочая жидкость____

ПУ:______________________________, разряд зав. №_____, PN___МПа, дата поверки_____

ТПУ (стадион, или моб.)

Таблица Б.1 - Исходные данные

Таблица Б.2 - Результаты измерений и вычислений

Окончание таблицы Б.2

Таблица Б.4 - Результаты определения метрологических характеристик ИК объемного расхода нефти

Относительная погрешность ИК объемного расхода нефти установленным в описании типа СИКН пределам:_________________________________

(соответствует/не соответствует)

Приложение В

Определение коэффициентов CTL и CPL, учитывающих влияние температуры и давления на объем измеряемой среды

В.1 Коэффициент CTL , учитывающий влияние температуры на объем измеряемой среды, вычисляют по формуле

CTL = exp{-₽„ (t_v-15) • [l+0,8₽_ls • (t„-15)]},                        (B.l)

где p_i5 - коэффициент объемного расширения измеряемой среды при температуре 15 °C, который определяют по В.2 (формула В.2), °C'¹;

t_v - температура измеряемой среды при измерении её объема, °C.

В.2 Коэффициент 0₎₅ определяют по формуле

_р, ₌К,-нК,-р,_{1 +Кг},                                          (В.2)

Р15

где К_о, К] и К₂ - коэффициенты, значения которых определяют из таблицы В.1;

р₁₅ - плотность измеряемой среды при температуре 15 °C и избыточном давлении равном нулю ( Р_нзб = °)» ^т-^{е П}Р^И абсолютном давлении равном 0,1 МПа (Р_абс = 0,1 МПа), кг/м³.

Таблица В.1 - Значения коэффициентов К_о, К! и К₂ (из Р 50.2.076)

В.З Коэффициент CPL , учитывающий влияние давления на объем измеряемой среды, определяют по формуле

CPL =----!----,                                                       (В.З)

1 - Y, • Ру

где y_t - коэффициент сжимаемости измеряемой среды при температуре измерения ее объема, который определяют по В.4 (формула В.4), МПа'¹;

P_v - давление измеряемой среды при измерении ее объема, МПа.

В.4 Коэффициент y_t определяют по формуле

, _Л_з , ,                          .    870960   4209,2 • t..

y_t =10 ³•exp (-1,62080 + 0,00021592 • t_v +----— +----\—-) .

Pl5

B.5 Плотность p₁₅ и текущая плотность, измеренная поточным ПП ( р_П11 ), между собой связаны выражением

р„=----,

CTL • CPL

где CTL* и CPL* - коэффициенты по В.1 и В.З, но значения которых определены для температуры (t_m, °C) и давления (Р_пп, МПа) измеряемой среды в поточном ПП соответственно.

В.6 Зная значение плотности р_пп и используя метод последовательных приближений, определяют значения коэффициентов CTL*, CPL* и значение плотности р₁₅ по В.6.1 В.6.5.

В.6.1 По формулам (В.2) и (В.4) определяют значения р₁₅₍₁₎ и y_t(1) (условно первые значения), при этом в этих формулах принимают: р₁₅= р_пп, t_v = t_nn.

В.6.2 По формулам (В.1) и (В.З) вычисляют значения CTL* и CPL* (условно первые значения) соответственно, принимая в формуле (В.1): t_v = t_nn и р₁₅ = Р_15<1), в формуле (В.З): P_v= Р_пп и y_t =

В.6.3 По формуле (В.5) вычисляют значение р_15(|) (условно первое значение), подставляя вместо значений CTL и CPL значения CTL* и CPL*, определенные по В.6.2.

В.6.4 Повторяют операции по В.6.1 -ь В.6.3.

По формулам (В.2) и (В.4) определяют значения Р₁₅₍₂₎ и y_t{2) , дополнительно в В.6.1 принимая: р₁₅ = р₁₅₍₁₎.

По формулам (В.1) и (В.З) вычисляют значения CTL*, и CPL*₂ , дополнительно в В.6.2 принимая:      = ₽,₅₍₂, и у,_(|,= у,₍₂₎.

По формуле (В.5) вычисляют значение р₁₅₍₂₎, принимая: CTL* = CTU и CPL* = CPL*₂.

В.6.5 Операции по вычислению значений плотности р _1$ прекращают по достижению условия

| Pl5(k) ^— Pis(k-I) | — 0,01,                                                          (В-6)

где к и (к-1) - порядковые номера вычислений (последнего и предпоследнего вычисления условно) значений плотности р₁₅.

Примечание - Операции по В.6.1 + В.6.5 проводят для каждого измерения.

В.7 Используя формулы (В.1)   (В.4) и вычисленное значение р_15(к) определяют значения

CTL™ , CTL™ , CPL™ , CPL™^p с учетом условий измерения объема, т.е. температуры (t_v , °C) и давления (P_v, МПа) для каждого i-ro измерения в каждой j-й точке расхода.

В формулах (В.1), (В.З), (В.4) при определении CTL"' ,CPL''' принимают: t_v= t™ и P_v= Р™ , при определении CTL™, CPL™: t_v= t™ (t_v= 1™)и P_v= P™ (P_v = P™).

Примечание - Значения CTL и CPL допускается определять, используя алгоритмы, имеющиеся («зашитые») в ИВК.

Приложение Г

Анализ результатов измерений, значения квантиля распределения Стьюдента и коэффициента Z<p)

Г.1 Анализ результатов измерений для выявления промахов (при необходимости) проводят операции по Г. 1.1 * Г. 1.4.

Г. 1.1 Определяют СКО результатов вычислений коэффициентов преобразования в каждой

точке рабочего диапазона по формуле

‘   \    “i-¹

Примечание - При 5_у<0,001 принимают S/=0,001.

Г. 1.2 Для каждого измерения вычисляют соотношение по формуле

(Г.2)

Г. 1.3 Из ряда вычисленных значений U_(J для каждой точки расхода выбирают максимальное значение U_jmax, которое сравнивают с «Ь», взятой из таблицы Г.1 в зависимости от значения «Hj>>.

Таблица Г.1 - Критические значения для критерия Граббса (ГОСТ Р ИСО 5725)

Г. 1.4 Если U_jmax >h, то подозреваемый результат исключают из выборки как промах.

Примечание - Допускается как промах исключать результат измерения, у которого Ку по значению наиболее (в большую или меньшую сторону) отличается от значений Ку других измерений в этой же точке расхода, не проводя анализ по Г. 1.1 -ЧТ 1.3.

Таблица Г.2 - Значения квантиля распределения Стьюдента t_0Q5 (ГОСТ 8.207)

Таблица Г.З - Значения коэффициента Zp; при Р = 0,95 (МИ 2083)

20