Методика поверки «ГСИ Система измерений количества и показателей качества нефти № 616 ПСП ,, Белкамнефть ,, » (МП 0094-14-2013)

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

УТВЕРЖДАЮ

Руководитель ГЦИ СИ -

Первый заместитель директора

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти № 616 ПСП «Белкамнефть»

Методика поверки

МП 0094-14-2013

Казань

2013

РАЗРАБОТАНА

ФГУП «ВНИИР»

Груздев Р.Н., Загидуллин Р.И.

ФГУП «ВНИИР»

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти № 616 ПСП «Белкамнефть» (далее - СИКН) и устанавливает объём, порядок и методику проведения первичной и периодической поверок СИКН.

Интервал между поверками - 12 месяцев.

При проведении поверки выполняют операции, приведенные в таблице 1.

Таблица! - Операции поверки

• 2.1 Средства поверки СИКН

  • 2.1.1 Установка трубопоршневая «Сапфир МН», верхний предел диапазона измерений объемного расхода 500 м³/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,09 %.

  • 2.1.2 Передвижная поверочная установка, верхний предел диапазона измерений объемного расхода не менее 500 м³/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,05 %.

  • 2.1.3 Плотномер автоматический МДЛ-1, диапазон измерений плотности от 650 до 1000 кг/м³, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,1 кг/м³.

  • 2.1.4 Плотномер МД-02, диапазон измерений плотности от 600 до 1000 кг/м³, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,1 кг/м³.

  • 2.1.5 Установка пикнометрическая, диапазон измерений плотности от 600 до 1100 кг/м³, пределы допускаемой абсолютной погрешности ±0,1 кг/м³.

  • 2.1.6 Калибратор многофункциональный модели ASC300-R в комплекте с двумя внешними модулями АРМ-Н: APM015PGHG и АРМ03 KPAHG, нижний предел воспроизведения давления 0 бар, верхний предел воспроизведения давления 206 бар, пределы допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений.

  • 2.1.7 Калибратор температуры серии ATC-R модели АТС 156 (исполнение В), диапазон воспроизводимых температур от минус 27 °C до 155 °C, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04 °C.

  • 2.1.8 Рабочий эталон единицы кинематической вязкости жидкости 1-го разряда, диаметры капилляров: 0,33, 0,48, 0,65, 0,97, 1,33 мм, относительная погрешность: 0,006 %, -0,08 %, - 0,09 %, - 0,07 %, - 0,02 %.

  • 2.1.9 Установка поверочная дистилляционная УПВН-2.01, диапазон воспроизведения объёмной доли воды от 0,01 % до 2,00 %, пределы допускаемой основной абсолютной погрешности ± 0,02 %.

  • 2.1.10 Устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений силы постоянного тока ± 3 мкА в диапазоне от 0,5 до 20 мА, пределы допускаемой относительной погрешности воспроизведений частоты и периода следования импульсов ± 5><10'⁴ % в диапазоне от 0,1 до 15000 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений количества импульсов в пачке ±2 имп. в диапазоне от 20 до 5*10⁸ имп.

  • 2.1.11 Средства поверки в соответствии с нормативными документами на поверку средств измерений, входящих в состав СИКН.

  • 2.1.12 Допускается применять другие аналогичные по назначению средства поверки средств измерений (СИ) утвержденных типов, если их метрологические характеристики не уступают указанным в данной методике поверки.

При проведении поверки соблюдают требования, определяемые:

• - Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (приказ Ростехнадзора №101 от 12.03.2013), Руководство по безопасности «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов», а также другими действующими отраслевыми нормативными документами (НД);

• - правилами безопасности при эксплуатации используемых СИ, приведенными в их эксплуатационной документации;

• - правилами эксплуатации электроустановок;

• - правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей.

При проведении поверки соблюдают условия в соответствии с требованиями НД на методики поверки СИ, входящих в состав СИКН.

Характеристики СИКН и измеряемой среды при проведении поверки должны соответствовать требованиям, приведенным в таблице 2.

Соответствие характеристик измеряемой среды указанным в таблице 2 проверяют по данным актов приема-сдачи нефти.

Таблица2 - Характеристики СИКН и измеряемой среды

5 Подготовка к поверке

При подготовке к поверке проводят работы в соответствии с инструкцией по эксплуатации СИКН и НД на методики поверки СИ, входящих в состав СИКН.

• 6.1 Проверка комплектности технической документации

Проверяют наличие действующих свидетельств о поверке и эксплуатационнотехнической документации на СИ, входящие в состав СИКН.

• 6.2 Подтверждение соответствия программного обеспечения (ПО) СИКН.

• 6.2.1 Проверяют соответствие идентификационных данных ПО СИКН сведениям, приведенным в описание типа на СИКН.

• 6.2.2 Определение идентификационных данных ПО контроллеров измерительных FloBoss 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.

• 6.2.3.1 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, ухудшающих внешний вид и препятствующих их применению;

• - надписи и обозначения на компонентах СИКН должны быть четкими и соответствовать технической документации.

• 6.4 Опробование

• 6.4.1 Опробование проводят в соответствии с НД на методику поверку СИ, входящих в состав СИКН.

• 6.4.2 Проверяют действие и взаимодействие компонентов СИКН в соответствии с инструкцией по эксплуатации СИКН, возможность получения отчета.

• 6.4.3 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.

Т а б лица 3 - СИ и методики их

МИ 2403-97 (с изм. № 1 + № 4) «Рекомендация. ГСИ. Преобразователи плотности поточные. Методика поверки на месте эксплуатации»;

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

Окончание таблицы 3 - СИ и методики их поверки

Преобразователи давления измерительные 3051, предназначенные для измерения разности давления, подлежат калибровке по методике поверки, в случае отсутствия методики калибровки, не реже одного раза в год.

• 6.5.2 Определение относительной погрешности СИКН при измерении массы брутто нефти.

При прямом методе динамических измерений относительную погрешность измерений массы брутто нефти СИКН принимают равной относительной погрешности измерений массы нефти расходомером-счетчиком массовым OPTIMASS 2300 исполнения S150 .

Относительная погрешность измерений массы брутто нефти не должна превышать ± 0,25 %.

Все операции, связанные с подготовкой и проведением поверки, выполняют в соответствии с НД на методики поверки, приведенными в таблице 3.

• 6.5.3 Определение относительной погрешности СИКН при измерении массы нетто нефти.

Относительную погрешность СИКН при измерении массы нетто нефти 6М_Н, %,

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

Л№_мп ~ абсолютная погрешность измерений массовой доли механических примесей в нефти, %;

&W_XC - абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей в нефти, %, вычисляемые по формуле

(2)

Рн

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

р„^с - 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;

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

вычисляемая по формуле

(3)

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

Абсолютную погрешность измерений массовой доли воды, массовой концентрации хлористых солей и массовой доли механических примесей в нефти определяют в соответствии с ГОСТ Р 8.580-2001 «ГСИ. Определение и применение показателей точности методов испытаний нефтепродуктов».

Для доверительной вероятности Р = 0,95 и двух измерений соответствующего показателей качества нефти абсолютную погрешность его измерений вычисляют по формуле Д = ±^²~^Р11,                           (4)

v2

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».

Воспроизводимость R метода определения концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534 принимают равной удвоенному значению сходимости г.

Относительная погрешность измерений массы нетто нефти не должна превышать ± 0,35 %.

• 7.1 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке СИКН по форме приложения 1 ПР 50.2.006-94 «ГСП. Порядок проведения поверки средств измерений».

• 7.2 При отрицательных результатах поверки СИКН к эксплуатации не допускают, свидетельство о поверке аннулируют и выдают извещение о непригодности в соответствии с ПР 50.2.006.

Приложение А Расходомеры-счетчики массовые OPTIMASS 2300 исполнения S150. Методика поверки

Настоящее приложение распространяется на расходомеры-счетчики массовые OPTIMASS 2300 исполнения S150 (далее - РМ), входящих в состав системы измерений количества и показателей качества нефти № 616 ПСП «Белкамнефть» (далее - СИКН) и устанавливает объем, порядок и методику проведения первичной и периодической поверок рабочего 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.

А.1. Операции поверки

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:

• - стационарную ТПУ с верхним пределом диапазона измерений объемного расхода 500 м³/ч и пределами допускаемой относительной погрешности ± 0,09 %;

• - передвижную поверочную установку (ПУ) с верхним пределом диапазона измерений объемного расхода не менее 500 м³/ч, пределы 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 S600+ (далее - ИВК) с пределами допускаемой относительной погрешности при вычислении коэффициентов преобразования и поправочных коэффициентов преобразователей расхода ± 0,25 %, в точке расхода при вычислении расхода, объема, массы ± 0,05 %;

• - преобразователи давления измерительные 3051 с пределами допускаемой приведенной погрешности ± 0,5 %;

• - датчики температуры 3144Р 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.З. Требования безопасности

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

Т аблица 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 значение коэффициентов ПП, установленные в СОИ; значения коэффициентов должны соответствовать значениям, указанным в свидетельстве о поверке ПП;

• - проверяют значения коэффициента коррекции, установленного в РМ и СОИ; значение коэффициента коррекции должно соответствовать указанному в свидетельстве о поверке поверяемого РМ.

А.6. Проведение поверки

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.

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 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 компьютера автоматизированного рабочего места оператора СИКН изменяются соответствующим образом (увеличиваются или уменьшаются).

А.6.3 Определение метрологических характеристик

Требуемые значения расхода устанавливают, начиная от Q_min в сторону увеличения расхода или от (9_тах в сторону уменьшения расхода.

Запускают 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.

А.7. Обработка результатов измерений

Для каждого измерения вычисляют значение массы измеряемой среды       т),

используя результаты измерений стационарной ТПУ (или передвижной ПУ) и ПП, по формуле

(^АЛ) где V™^v - вместимость калиброванного участка стационарной ТПУ (или передвижной ПУ), м³, приведенная к рабочим условиям (температуре и давлению измеряемой среды) в стационарной ТПУ (или передвижной ПУ) при i-ом измерении в j-ой точке диапазона расхода;

Ру^П - плотность измеряемой среды, кг/м³, измеренная ПП и приведенная к рабочим условиям в стационарной ТПУ (или передвижной ПУ) при i-ом измерении в j-ой точке диапазона расхода.

Вместимость калиброванного участка стационарной ТПУ (или передвижной ПУ) (Vy™>м³) вычисляют по формуле

^_=к777У_хГ]_+3)<ахЛту_2о)Ъ(1₊2^2х/^^п''|,         (А.2)

где V™^v - вместимость калиброванного участка стационарной ТПУ (или передвижной ПУ) при температуре 20 °C и избыточном давлении равном нулю, м³, (из свидетельства о поверке стационарной ТПУ (или передвижной ПУ));

а - коэффициент линейного расширения материала стенок стационарной ТПУ (или передвижной ПУ), °C'¹, (из эксплуатационной документации на стационарную ТПУ (или передвижной ПУ));

Е - модуль упругости материала стенок стационарной ТПУ (или передвижной ПУ), МПа, (из эксплуатационной документации на стационарную ТПУ (или передвижной ПУ));

D и s - диаметр и толщина стенок калиброванного участка стационарной ТПУ (или передвижной ПУ) соответственно, мм, (из эксплуатационной документации на стационарную ТПУ (или передвижной ПУ));

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

.вх , .вых УГЛУ _ ^lij ^{+ l}iJ

где t™ и t™^a - 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-ой точке диапазона расхода;

у,777У _ _Ср_еднее арифметическое значение давления измеряемой среды, МПа, при i-ом измерении в j-ой точке диапазона расхода, вычисляемое по формуле

2 ’

ТУвХ       Г)вЫХ

где ^и “у - значения давления

измерений давления соответственно передвижной ПУ) при i-ом измерении в j-ой точке диапазона расхода.

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

Р™ = Р, х[1 + Л х(₍” -Г )И^{1 +} М'Г

где p_tj - плотность измеряемой среды, кг/м³, измеренная ПП при i-ом измерении в j-ой точке диапазона расхода;

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

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

ty - температура измеряемой среды в ПП при i-ом измерении в j-ои точке диапазона расхода, °C;

Ру^П - давление измеряемой среды в ПП при i-ом измерении в j-ой точке диапазона расхода, МПа.

Для каждого измерения вычисляют значение массы измеряемой среды (М.., т), измеренной РМ, по формуле

(A.6)

где N_tJ - количество импульсов, поступившее с РМ в СОИ при i-ом измерении в j-ой точке диапазона расхода, имп.;

К - коэффициент преобразования, соответствующий максимальному расходу РМ, имп/т, (К = 50000,00 имп/т), определяемый по формуле

VPMmax

где /max ” максимальная частота выходного сигнала поверяемого РМ, соответствующая максимальному массовому расходу РМ, Гц;

брмтах ^_ максимальный массовый расход поверяемого РМ, т/ч.

MF - коэффициент коррекции РМ, установленный в СОИ по результатам предыдущей поверки во всем диапазоне измерений массового расхода.

Для каждого измерения вычисляют значение коэффициента коррекции полученное по результатам текущей поверки, при i-ом измерении в j-ой точке диапазона расхода по формуле

(А.8)

Для каждого значения расхода вычисляют среднее значение коэффициента коррекции РМ ( MFpu j) в j-ой точке диапазона расхода по формуле

(А.9)

Для каждого значения расхода вычисляют среднее квадратическое отклонение (СКО)

^ir±1 pm j '

Проверяют выполнение следующего условия

(А.И)

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

Грубые промахи в полученных результатах измерений выявляют следующим образом

(А. 13)

где - CKO результатов измерений, необходимое для определения грубых промахов в полученных результатах измерений;

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

MFpMijnsx. ~ коэффициент коррекции поверяемого РМ, имеющий максимальное значение, в j-ой точке диапазона расхода;

MFp_MiJ^_n - коэффициент коррекции поверяемого РМ, имеющий минимальное значение, в j-ой точке диапазона расхода.

Если выполняется следующее условие

(А. 15)

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 S_MFj —0,001.

Вычисляют коэффициент коррекции РМ во всем диапазоне измерений массового расхода (MF_PM) по формуле

1   ^т

т  ,=1

где т - количество точек расхода.

В j-ой точке диапазона расхода границы составляющей неисключенной систематической погрешности поверяемого РМ (®_Kj, %) вычисляют по формуле

xlOO-

9

В диапазоне измерений массового расхода границы неисключенной систематической погрешности измерений РМ (, %) вычисляют по формуле где 0_1О - граница суммарной составляющей неисключенной систематической погрешности стационарной ТПУ (или передвижной ПУ), %, (из свидетельства о поверке стационарной ТПУ (или передвижной ПУ));

0_/о  - граница составляющей неисключенной систематической погрешности

определения среднего значения вместимости стационарной ТПУ (или передвижной ПУ), %, (из свидетельства о поверке стационарной ТПУ (или передвижной ПУ));

&'  - граница составляющей неисключенной систематической погрешности,

обусловленная погрешностью измерений температуры, %, вычисляют по формуле

= А™ ^{х             х 100},                          (А-19)

где /?_тах - максимальное значение, выбранное из ряда коэффициентов объемного расширения измеряемой среды, 1/°С, определенных согласно таблицы Г.1 приложения Г Рекомендации по метрологии Р 50.2.076-2010 «ГСП. Плотность нефти и нефтепродуктов. Методы расчета. Программа и таблицы приведения» по значениям плотности и температуры измеряемой среды при всех измерениях в точках рабочего диапазона;

&_пп,&_тпу - пределы допускаемой абсолютной погрешности средств измерений температуры в ПП и стационарной ТПУ (или передвижной ПУ) соответственно, °C, (из свидетельства о поверке средств измерений температуры);

®_р - граница составляющей неисключенной систематической погрешности, обусловленная погрешностью измерений плотности, %, вычисляют по формуле

®_р=—xlOO,                            (А.20)

/’min

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

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

8_СОИ ~ пределы допускаемой относительной погрешности при вычислении поправочного коэффициента РМ (коэффициента коррекции), % (из описания типа на контроллер измерительный FloBoss модели S600+);

jmax ~ граница составляющей неисключенной систематической погрешности поверяемого РМ, обусловленной усреднением коэффициента коррекции и имеющей максимальное значение в диапазоне измерений массового расхода, %, вычисляемая по формуле

® Хутах ^{= maX}(®Xl’®X2’-"’®Xm) ’                         (А.21)

где                - значения границы составляющей неисключенной систематической

погрешности в точках диапазона расхода, %;

®_z - граница составляющей неисключенной систематической погрешности, обусловленная стабильностью нуля, %, вычисляют по формуле

®_z=-^-xl00%,                              (А.22)

-snnin

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

<2_min - минимальный расход измеряемой среды при условиях эксплуатации СИКН, т/ч.

СКО среднего значения в диапазоне измерений массового расхода вычисляют по формуле

где S\MFp_MJ) - CKO результатов измерений, имеющее максимальное значение в диапазоне измерений массового расхода, %, определяют по формуле

(А.24)

где s(MFp_Mi),s(MFp_M2),...,s(MFp_Mm) - значения CKO в точках диапазона расхода, %.

и - количество измерений в точке диапазона расхода.

Относительную погрешность РМ в диапазоне измерений массового расхода (8_РМ, %) в диапазоне измерений массового расхода определяют следующим образом

KxS^ при 0,8 <    /5 < 8

при

где К - коэффициент, зависящий от соотношения случайной и неисключенной систематической погрешностей, вычисляют по формуле

К =

(А.26)

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

(А.27)

где ?₀₉₅ - квантиль распределения Стьюдента при доверительной вероятности Р = 0,95, выбирают из таблицы А.З;

S_q^_m - CKO суммы составляющих неисключенной систематической погрешности, %, вычисляют по формуле

- оценка суммарного СКО результатов измерений, %, вычисляют по формуле

Таблица А.З

Результаты поверки рабочего и резервного РМ считают положительными, если пределы допускаемой относительной погрешности не превышают ± 0,25 %.

А.8. Оформление результатов поверки

Результаты поверки РМ оформляют протоколами по форме Приложения Б.

При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке РМ в соответствии с приложением 1 ПР 50.2.006-94 «ГСП. Порядок проведения поверки средств измерений».

По результатам поверки в СОИ вводят коэффициент коррекции РМ в диапазоне измерений массового расхода

На оборотной стороне свидетельства о поверке РМ указывают значения рабочего диапазона расхода (Q, т/ч), коэффициент преобразования РМ (К, имп/т), коэффициент

коррекции РМ в диапазоне измерений массового расхода        вводимый по результатам

поверки и пределы допускаемой относительной погрешности РМ.

При отрицательных результатах поверки оформляют извещение о непригодности РМ в соответствии с приложением 2 ПР 50.2.006-94 «ГСП. Порядок проведения поверки средств измерений».

Приложение Б Форма протокола поверки РМ

поверки РМ по каналу измерений массы

Исходные данные

Результаты измерений

Результаты поверки в диапазоне измерений

Должность лица, проводившего поверку____________________ Дата проведения поверки___________________

Подпись_____________________И.О. Фамилия_________________________________

18