МИ 1974-2004. Государственная система обеспечения единства измерений. Преобразователи расхода турбинные. Методика поверки

.
Наименование документа:МИ 1974-2004
Тип документа:МИ(Методика измерений)
Статус документа:Не действует
Название:Государственная система обеспечения единства измерений. Преобразователи расхода турбинные. Методика поверки
Область применения:Рекомендация распространяется на турбинные преобразователи расхода жидкости, используемые в составе системы измерений количества и показателей качества нефти, узла учета сырой нефти с содержанием объемной доли воды в нефти не более 5 %, узла учета нефтепродуктов, и устанавливает методику их первичной и периодической поверок на месте эксплуатации с помощью поверочной установки
Краткое содержание:

1. Операции поверки

2. Средства поверки

3. Требования безопасности, охраны труда и квалификации поверителей

4. Условия поверки

5. Подготовка к поверке

6. Проведение поверки

7. Обработка результатов измерений

8. Оформление результатов поверки

Приложение А. Форма протокола поверки преобразователя расхода с помощью поверочной установки

Приложение Б. Определение коэффициентов объемного расширения и сжимаемости жидкости и коэффициентов расширения и модулей упругости материала стенок ПУ

Приложение В. Установление и контроль значения поверочного расхода по показаниям поверяемого ПР

Приложение Г. Расчет количества импульсов выходного сигнала преобразователя расхода с учетом долей периода

Приложение Д. Методика анализа результатов измерений и значения коэффициентов Стьюдента

Приложение Е. Библиография

Дата добавления в базу:01.09.2013
Дата актуализации:01.12.2013
Дата введение:01.03.2004
Дата окончания срока действия:01.12.2012
Доступно сейчас для просмотра:100% текста. Полная версия документа.
Организации:
Связанные документы:

ГОСТ Р 51069-97 Нефть и нефтепродукты. Метод определения плотности, относительной плотности и плотности в градусах API ареометром

ГОСТ Р 51330.0-99 Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 0. Общие требования

ГОСТ 33-2000 Нефтепродукты. Прозрачные и непрозрачные жидкости. Определение кинематической вязкости и расчет динамической вязкости

ГОСТ 1756-2000 Нефтепродукты. Определение давления насыщенных паров

ГОСТ Р ИСО 5725-1-2002 Точность (правильность и прецизионность) методов и результатов измерений. Часть 1. Основные положения и определения

ГОСТ Р ИСО 5725-2-2002 Точность (правильность и прецизионность) методов и результатов измерений. Часть 2. Основной метод определения повторяемости и воспроизводимости стандартного метода измерений

ГОСТ Р ИСО 5725-3-2002 Точность (правильность и прецизионность) методов и результатов измерений. Часть 3. Промежуточные показатели прецизионности стандартного метода измерений

ГОСТ Р ИСО 5725-4-2002 Точность (правильность и прецизионность) методов и результатов измерений. Часть 4. Основные методы определения правильности стандартного метода измерений

ГОСТ Р ИСО 5725-5-2002 Точность (правильность и прецизионность) методов и результатов измерений. Часть 5. Альтернативные методы определения прецизионности стандартного метода измерений

ГОСТ Р ИСО 5725-6-2002 Точность (правильность и прецизионность) методов и результатов измерений. Часть 6. Использование значений точности на практике

ГОСТ 112-78 Термометры метеорологические стеклянные. Технические условия

ГОСТ 2477-65 Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды

ГОСТ 2517-85 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб

ГОСТ 3900-85 Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности

ГОСТ 8.207-76 Государственная система обеспечения единства измерений. Прямые измерения с многократными наблюдениями. Методы обработки результатов наблюдений. Основные положения

ПР 50.2.006-94 Государственная система обеспечения единства измерений. Порядок проведения поверки средств измерений

ГОСТ 8.510-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости

ПР 50.2.007-2001 ГСОЕИ. Поверительные клейма

ВППБ 01-05-99 Правила пожарной безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов открытого акционерного общества "Акционерная компания по транспорту нефти "Транснефть"

МИ 2153-2004 Рекомендация. ГСОЕИ. Плотность нефти. Требования к методике выполнения измерений ареометром при учетных операциях

МИ 1974-2004 Государственная система обеспечения единства измерений. Преобразователи расхода турбинные. Методика поверки

МИ 2083-90 Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения косвенные. Определение результатов измерений и оценивание их погрешностей

МИ 2153-2001 Государственная система обеспечения единства измерений. Плотность нефти. Требования к методике выполнения измерений ареометром при учтенных операциях

ПТЭ Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей

ПУЭ Правила устройства электроустановок

ПБ 03-585-03 Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов

ПБ 08-624-03 Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности

ВППБ 01-03-96 Правила пожарной безопасности для предприятий АК "Транснефтепродукт"

ПОТ Р М-016-2001 Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок

ГОСТ Р 51858-2002 Нефть. Общие технические условия

.

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ УНИТАРНОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ

ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ
ИНСТИТУТ РАСХОДОМЕТРИИ
ГОССТАНДАРТА РОССИИ

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НАУЧНЫЙ МЕТРОЛОГИЧЕСКИЙ ЦЕНТР

УТВЕРЖДАЮ

Зам. директора ФГУП ВНИИР
по научной работе
     _____________ М.С. Немиров

«____» ___________ 2004 г.

РЕКОМЕНДАЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений
ПРЕОБРАЗОВАТЕЛИ РАСХОДА ТУРБИННЫЕ

Методика поверки

МИ 1974-2004

Казань
2004

Предисловие

РАЗРАБОТАНА

Федеральным государственным унитарным предприятием Всероссийским научно-исследовательским институтом расходометрии Государственным научным метрологическим центром (ФГУП ВНИИР - ГНМЦ)

ИСПОЛНИТЕЛИ

Мусин И.А. - кандидат технических наук,

Немиров М.С. - кандидат технических наук

РАЗРАБОТАНА

Уфимским инженерно-метрологическим центром МОАО «Нефтеавтоматика»

ИСПОЛНИТЕЛИ

Глушков Э.И., Магданов Р.Ф., Фаткуллин А.А.

РАЗРАБОТАНА

Западно-Сибирским наладочным управлением МОАО «Нефтеавтоматика»

ИСПОЛНИТЕЛИ

Юсупов О.Р.

РАЗРАБОТАНА

ООО «Корпорация ИМС»

ИСПОЛНИТЕЛИ

Аблина Л.В., Усманов Р.Х.

УТВЕРЖДЕНА

ФГУП ВНИИР - ГНМЦ

ЗАРЕГИСТРИРОВАНА

ФГУП ВНИИМС

ВЗАМЕН

МИ 1974-95

СОДЕРЖАНИЕ

1. Операции поверки. 2

2. Средства поверки. 3

3. Требования безопасности, охраны труда и квалификации поверителей. 4

4. Условия поверки. 4

5. Подготовка к поверке. 5

6. Проведение поверки. 6

7. Обработка результатов измерений. 8

8. Оформление результатов поверки. 15

Примечание - Остальные шпильки и МИД условно не показаны. 16

Приложение А (обязательное) Форма протокола поверки преобразователя расхода с помощью поверочной установки. 16

Приложение Б (справочное) Определение коэффициентов объемного расширения и сжимаемости жидкости и коэффициентов расширения и модулей упругости материала стенок ПУ.. 18

Приложение В (рекомендуемое) Установление и контроль значения поверочного расхода по показаниям поверяемого ПР. 19

Приложение Г (рекомендуемое) Расчет количества импульсов выходного сигнала преобразователя расхода с учетом долей периода. 19

Приложение Д (рекомендуемое) Методика анализа результатов измерений и значения коэффициентов Стьюдента. 20

Приложение Е (справочное) Библиография. 20

РЕКОМЕНДАЦИЯ

ГОСУДАРСТВЕННАЯ СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЕДИНСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

ПРЕОБРАЗОВАТЕЛИ РАСХОДА ТУРБИННЫЕ

Методика поверки

МИ 1974-2004

     Дата введения - 2004-03-01

- для действующих систем измерений - 2004-10-01

Настоящая рекомендация распространяется на турбинные преобразователи расхода жидкости (далее - ПР), используемые в составе системы измерений количества и показателей качества нефти, узла учета сырой нефти с содержанием объемной доли воды в нефти не более 5 %, узла учета нефтепродуктов (далее - системы измерений), и устанавливает методику их первичной и периодической поверок на месте эксплуатации с помощью поверочной установки (далее - ПУ).

В качестве ПУ применяют трубопоршневую поверочную установку или компакт-прувер.

Настоящая рекомендация не распространяется на ПР, входящие в состав оперативного узла учета нефти и узла учета сырой нефти с содержанием объемной доли воды в нефти более 5 %.

Межповерочный интервал: не более одного года.

1. Операции поверки

1.1. При проведении поверки выполняют следующие операции:

- внешний осмотр (6.1);

- опробование (6.2);

- определение метрологических характеристик (6.3);

- обработка результатов измерений (7);

- оформление результатов поверки (8).

1.2. Метрологические характеристики рабочих и контрольных ПР (коэффициенты преобразования, среднеквадратическое отклонение случайной составляющей погрешности определений коэффициентов преобразования, относительную погрешность) определяют в рабочем диапазоне измерений, установленного для ПР.

Примечание - Рабочий диапазон измерений ПР (далее - рабочий диапазон) устанавливают для каждого ПР в зависимости от количества рабочих измерительных линий и верхнего предела измерений системы измерений (м3/ч). Рабочий диапазон не должен выходить за пределы измерений, указанные в сертификате утверждения типа поверяемого ПР.

2. Средства поверки

2.1. При проведении поверки применяют следующие средства поверки:

2.1.1. ПУ 1-го или 2-го разряда с пределами допускаемой относительной погрешности: ±0,05 % и ±0,1 %, соответственно, согласно ГОСТ 8.510.

Примечание - Верхний предел измерений ПУ должен быть не менее максимального значения рабочего диапазона измерений поверяемого ПР (м3/ч).

2.1.2. Преобразователи давления с электрическим выходным сигналом с пределами допускаемой приведенной погрешности: ±0,5 %. Допускается использовать манометры класса точности 0,6.

2.1.3. Преобразователи температуры с электрическим выходным сигналом с пределами допускаемой абсолютной погрешности: ±0,2 °С. Допускается использовать термометры с пределами допускаемой абсолютной погрешности: ±0,2 °С.

2.1.4. Электронный блок (контроллер-вычислитель) ПУ или система обработки информации (далее - СОИ), обеспечивающая измерение количества импульсов с учетом долей периода и входящая в состав системы измерений, с пределами допускаемой относительной погрешности определений коэффициентов преобразования ПР: ±0,025 %.

Примечание - При отсутствии средств поверки, указанных в 2.1.4, применяют:

- Частотомер электронно-счетный с диапазоном измерений от 1 Гц до 100 кГц, работающий в режиме измерений частоты, интервала времени и периода, с пределами допускаемой основной относительной погрешности: ±2,5´10-7 %;

- Счетчик импульсов с диапазоном частот входных сигналов от 1 Гц до 100 кГц и пределами допускаемой абсолютной погрешности: ±1 имп.

2.1.5. Автоматический поточный преобразователь плотности (далее - поточный ПП), входящий в состав системы измерений, или лабораторный плотномер с пределами допускаемой абсолютной погрешности: ±0,3 кг/м3, или средства измерений плотности жидкости по ГОСТ 3900 и ГОСТ Р 51069.

2.1.6. Автоматический поточный вискозиметр, входящий в состав системы измерений, или средства измерений вязкости жидкости по ГОСТ 33.

2.1.7. Для узлов учета сырой нефти применяют автоматический поточный влагомер, входящий в состав системы измерений, или средства измерений объемной доли воды в нефти по ГОСТ 2477.

2.1.8. При использовании компакт-прувера в качестве ПУ для измерений температуры окружающей среды применяют преобразователь температуры с электрическим выходным сигналом или термометр метеорологический стеклянный по ГОСТ 112.

2.2. Все средства измерений поверены и имеют действующие свидетельства о поверке или оттиски поверительных клейм.

3. Требования безопасности, охраны труда и квалификации поверителей

3.1. При проведении поверки соблюдают требования:

- ПБ 08-624-03 «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности»;

- безопасности, приведенные в эксплуатационной документации средств поверки;

- «Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей»;

- ПОТ Р М-016-2001 (РД 153.34.0-03.150-00) (с изм. 2003) «Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок»;

- ПБ 03-585-03 «Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов»;

- «Правил устройства электроустановок (ПУЭ) потребителей» (6-е издание);

- инструкции по охране труда, действующей на системе измерений;

- ВППБ 01-03-96 «Правила пожарной безопасности для предприятий АК «Транснефтепродукт»;

- ВППБ 01-05-99 «Правила пожарной безопасности при эксплуатации магистральных трубопроводов АК «Транснефть».

3.2. При проведении поверки не используют ПУ и другое оборудование при давлении, превышающем рабочее давление, указанное в их паспортах или эксплуатационной документации.

3.3. При применении передвижной ПУ не используют оборудование для технологической обвязки ПУ с системой измерений, не имеющее соответствующих разрешительных документов и свидетельства о гидроиспытаниях с действующим сроком.

3.4. Средства измерений и электрооборудование, установленные на технологической части системы измерений и на ПУ, имеют взрывозащищенное исполнение и обеспечивают уровень взрывозащиты, соответствующий классу зоны В-1а, а вид взрывозащиты - по категории взрывоопасной смеси к группе Т3 в соответствии с классификацией ГОСТ Р 51330.0 (МЭК 60079-0-98).

3.5. К средствам измерений и оборудованию, требующим обслуживания при поверке, обеспечивают свободный доступ. При необходимости предусматривают лестницы и площадки или переходы с ограничениями, соответствующие требованиям безопасности.

3.6. Управление оборудованием и средствами поверки выполняют лица, прошедшие обучение и проверку знаний и допущенные к обслуживанию ПУ, системы измерений.

3.7. К проведению поверки допускают лиц, аттестованных в качестве поверителя, изучивших эксплуатационную документацию на ПР и средства их поверки и настоящую рекомендацию и прошедших инструктаж по технике безопасности.

3.8. При появлении течи жидкости, загазованности и других ситуаций, нарушающих нормальный ход поверочных работ, поверку прекращают.

4. Условия поверки

4.1. Поверку ПР проводят на месте эксплуатации в комплекте с элементами измерительной линии (фильтром, струевыпрямителем, прямым участком).

4.2. Рабочая жидкость: нефть (товарная или сырая), нефтепродукты.

4.3. Вязкость жидкости находится в пределах тех диапазонов вязкости, которые указаны в эксплуатационной документации ПР.

4.4. Содержание свободного газа в жидкости не допускается.

4.5. Для обеспечения бескавитационной работы ПР в процессе поверки устанавливают избыточное давление в трубопроводе после ПР (Рнаим, МПа) не менее значения, вычисляемого по формуле

Pнаим = 2,06 · Рн + 2DP,                                                 (1)

где Рн - давление насыщенных паров, определенное в соответствии с ГОСТ 1756 при максимальной температуре жидкости в системе измерений, МПа (берут из справки произвольной формы, представленной испытательной лабораторией поставщика или покупателя и подписанной руководителем лаборатории);

DР - перепад давления на ПР, МПа (берут из его паспорта).

4.6. Изменение температуры жидкости за время одного измерения согласно 6.3.4.2 не превышает 0,2 °С.

4.7. Отклонение расхода жидкости от установленного значения в процессе поверки за время одного измерения не превышает 2,5 %.

Примечание - Запрещается проводить поверку ПР при расходе рабочей жидкости ниже значения расхода (Qпротеч, м3/ч), при котором проводилась проверка ПУ на отсутствие протечек во время ее последней поверки. Значение Qпротеч берут из протокола последней поверки ПУ.

4.8. Во время поверки расход жидкости регулируют с помощью регулятора расхода, установленного согласно рисунку 1 в конце схемы соединений средств поверки по потоку жидкости (после ПУ, если она установлена после ПР или после ПР, если ПУ установлена до ПР). Допускается вместо регулятора расхода использовать запорную арматуру.

4.9. Для узла учета сырой нефти содержание объемной доли воды в нефти не превышает 5 %.

5. Подготовка к поверке

5.1. Проверяют правильность монтажа и соединений ПР, ПУ и средств поверки в соответствии со схемой, приведенной на рисунке 1.

5.2. Устраняют возможность протечек жидкости на участке между ПР и ПУ и в переключателе потока (четырехходового крана) ПУ.

Примечание - Задвижки, расположенные на линиях, соединяющих этот участок с другими трубопроводами, четырехходовой кран ПУ должны иметь устройства контроля протечек.

5.3. Проверяют отсутствие газа и воздуха в ПУ и фильтре измерительной линии поверяемого ПР, а также в верхних точках трубопроводов, соединяющих ПР и ПУ. Для этого устанавливают расход жидкости через ПР и ПУ в пределах рабочего диапазона расходов ПР (далее - рабочего диапазона) и открывают краны, расположенные в верхних точках трубопроводов и ПУ. Проводят несколько раз пуск поршня в ПУ до полного прекращения выделения пузырьков воздуха или газа из этих кранов и закрывают их.

5.4. Проверяют герметичность системы, состоящей из ПУ, ПР, задвижек и трубопроводов. Для этого устанавливают в системе давление, равное рабочему. Не допускают появления капель или утечек жидкости через сальники, фланцевые, резьбовые или сварные соединения при наблюдении в течение 5 минут.

5.5. Проверяют герметичность устройства пуска и приема поршня ПУ в соответствии с эксплуатационной документацией. Проверку герметичности четырехходового крана проводят в двух направлениях.

5.6. Проверяют герметичность задвижек, через которые возможны протечки жидкости, влияющие на результаты измерений при поверке. При невозможности устранения протечек такие задвижки заглушают (проверяют наличие заглушек).

5.7. Проверяют стабильность температуры жидкости. Температуру жидкости считают стабильной, если ее изменение в измерительной линии поверяемого ПР, на входе и выходе ПУ за время движения поршня от одного детектора до другого (в двунаправленных ПУ - в обоих направлениях) не превышает 0,2 °С.

5.8. Подготавливают средства поверки к работе согласно указаниям в эксплуатационной документации на них.

5.9. Вводят в память СОИ необходимые данные согласно протоколу поверки (приложение А настоящей рекомендации) или проверяют ранее введенные.

Примечание - В таблицу «Исходные данные» (приложение А настоящей рекомендации) записывают:

- для узла учета сырой нефти - значение содержания воды в нефти в объемных долях (W, %), измеренное с помощью поточного влагомера или средств измерений объемной доли воды в нефти по ГОСТ 2477;

- при использовании компакт-прувера - значение температуры окружающего воздуха (при отсутствии термометра сопротивления, встроенного в стенку компакт-прувера);

- при отсутствии или отказе поточного ПП - значение плотности жидкости и коэффициенты объемного расширения и сжимаемости, определенные по 5.10;

- при отсутствии или отказе поточного вискозиметра - значение вязкости жидкости, определенное по 5.11.

5.10. При отсутствии или отказе поточного ПП определяют плотность жидкости лабораторным методом в начале поверки. Для определения плотности жидкости лабораторным методом отбирают пробу жидкости по ГОСТ 2517, измеряют плотность жидкости лабораторным плотномером по ГОСТ 3900 или ГОСТ Р 51069 и определяют по измеренным значениям плотности и температуры жидкости коэффициенты объемного расширения и сжимаемости жидкости согласно приложению Б настоящей рекомендации.

5.11. При отсутствии или отказе поточного вискозиметра отбирают пробу жидкости по ГОСТ 2517 в начале поверки, определяют кинематическую вязкость по ГОСТ 33 при температуре жидкости в ПР и вводят в память СОИ.

При наличии поточного вискозиметра СОИ регистрирует значение кинематической вязкости в начале поверки или согласно 6.3.4.7.

6. Проведение поверки

6.1. Внешний осмотр

При внешнем осмотре устанавливают соответствие поверяемого ПР требованиям:

- комплектность соответствует указанной в эксплуатационной документации;

- на ПР и магнитно-индукционном датчике (МИД) отсутствуют механические повреждения и дефекты покрытий, препятствующие его применению;

- надписи и обозначения на ПР четкие и соответствуют требованиям эксплуатационной документации;

- отсутствуют нарушения герметичности кабельного ввода в МИД.

6.2. Опробование

При опробовании проводят одно измерение при любом значении расхода в пределах рабочего диапазона. Запускают поршень ПУ и при прохождении поршня через первый детектор наблюдают за началом отсчета импульсов, а при прохождении второго детектора - за окончанием отсчета импульсов. Если ПУ двунаправленная, то проводят те же операции при обратном направлении движения поршня. Результаты измерений количества импульсов наблюдают на дисплее СОИ или счетчика импульсов.

6.3. Определение метрологических характеристик

6.3.1. Метрологические характеристики (МХ) рабочего ПР и его градуировочную характеристику (ГХ) определяют при крайних значениях рабочего диапазона и значениях, выбранных внутри него. Значения поверочного расхода (точки рабочего диапазона) выбирают с интервалом не более 20 % от верхнего предела измерений поверяемого ПР (Qmax, м3/ч). Количество точек рабочего диапазона выбирают исходя из возможностей СОИ. Разбиение рабочего диапазона на поддиапазоны проводят в зависимости от крутизны градуировочной характеристики ПР, величины рабочего диапазона и вида реализации ГХ в СОИ согласно 7.3.2, 7.3.4.

6.3.2. В зависимости от вида реализации ГХ в СОИ рабочих ПР метрологические характеристики контрольного ПР определяют:

- в крайних точках рабочего диапазона, в котором проведена поверка рабочих ПР, если их ГХ реализована согласно 7.3.1;

- в тех же точках рабочего диапазона, в котором проведена поверка рабочих ПР, если их ГХ реализована согласно 7.3.2.1;

- в средних точках поддиапазонов, установленных при поверке рабочих ПР, если их ГХ реализована согласно 7.3.2.2, 7.3.3, 7.3.4.

6.3.3. В случае использования контрольного ПР в качестве резервно-контрольного (контрольный ПР при необходимости используют временно в качестве рабочего ПР) дополнительно определяют его МХ в крайних точках рабочего диапазона, в котором поверены рабочие ПР.

Примечание - Для резервно-контрольного ПР обработку результатов измерений согласно разделу 7 и оформление результатов поверки согласно разделу 8 проводят как для контрольного ПР, так и для рабочего ПР.

6.3.4. Для определения МХ рабочих и контрольных ПР выполняют следующие операции.

6.3.4.1. Проводят предварительное измерение для установления выбранного значения поверочного расхода жидкости.

Примечания

1. Прохождение поршня ПУ от одного детектора до другого считают за одно измерение, а для двунаправленной ПУ за одно измерение считают движение поршня в прямом и обратном направлении.

2. Если в свидетельстве о поверке ПУ указаны МХ для каждого направления движения поршня, то пуск поршня в каждом направлении считают за одно измерение.

3. Если в свидетельстве о поверке ПУ указаны МХ для двух пар детекторов, то описанные выше операции проводят, используя одновременно обе пары детекторов. При этом пуск поршня считают за два измерения.

6.3.4.2. Запускают поршень ПУ и после прохождения поршнем второго детектора регистрируют время прохождения поршнем от одного детектора до другого (T0j, с) и расход жидкости, измеренный с помощью ПУ за это время (, м3/ч), вычисляемый по формуле

                                                            (2)

где V0j - вместимость ПУ, м3, при предварительном измерении в j-й точке рабочего диапазона, приведенная к условиям поверки ПР и вычисляемая по формуле (4) после подстановки вместо величин с индексом «ij» величин с индексом «0j»;

T0j - время прохождения поршнем от одного детектора до другого при предварительном измерении в j-й точке рабочего диапазона (j = 1, 2, …, m, где m - количество точек в рабочем диапазоне).

Примечание - Если в качестве ПУ применяют компакт-прувер, то в расчетах используют объем , полученный при поверке компакт-прувера в режиме Upstream (против потока) или объем , полученный при поверке компакт-прувера в режиме Downstream (по потоку).

6.3.4.3. При необходимости проводят корректировку значения поверочного расхода регулятором расхода или запорной арматурой, контролируя его значение согласно 6.3.4.2.

Примечание - Допускается устанавливать и контролировать значение поверочного расхода согласно приложению В настоящей рекомендации.

6.3.4.4. После стабилизации расхода в соответствии с 4.7 вновь запускают поршень ПУ и проводят серию измерений.

6.3.4.5. По окончании каждого измерения регистрируют и записывают в протокол поверки (приложение А):

- номер точки рабочего диапазона (j);

- номер измерения (i);

- количество импульсов (Nij, имп);

- время движения поршня (Tij, с);

- расход жидкости, измеренный с помощью ПУ (, м3/ч);

- частоту выходного сигнала ПР (fij, Гц);

- температуру (tij, °C) и давление (Pij, МПа) жидкости в ПР;

- среднеарифметические значения температуры (, °C) и давления (, МПа) жидкости на входе и выходе ПУ;

6.3.4.6. При наличии поточного ПП и/или поточного вискозиметра СОИ дополнительно регистрирует:

- температуру (, °C) жидкости в поточном ПП;

- плотность жидкости, измеренную поточным ПП (rij, кг/м3) при температуре и давлении в поточном ПП;

- коэффициенты объемного расширения (βij, °С-1) и сжимаемости (γij, МПа-1) жидкости, определенные согласно приложению Б настоящей рекомендации по плотности rij и температуре ;

- вязкость жидкости (nij, сСт) при температуре .

Примечание - При отсутствии автоматической регистрации результатов измерений в СОИ результаты измерений регистрируют вручную и записывают в протокол поверки (приложение А настоящей рекомендации).

6.3.4.7. Если СОИ проводит коррекцию коэффициента преобразования ПР по отношению частоты выходного сигнала ПР к вязкости жидкости (f/n), то по окончании измерения СОИ дополнительно регистрирует:

- отношение частоты к вязкости ((f/n)ij, Гц/сСт).

6.3.4.8. Если количество импульсов выходного сигнала ПР, соответствующее прохождению поршня в одном направлении, меньше 10000, то при поверке учитывают доли периода следования импульсов с точностью до 0,01 периода. Доли периодов учитывают автоматически с помощью СОИ или электронного блока ПУ. В противном случае учет долей периодов проводят в соответствии с приложением Г настоящей рекомендации.

6.3.4.9. Для каждой точки рабочего диапазона при поверке рабочих ПР проводят не менее пяти измерений, а контрольных ПР - не менее семи измерений.

Примечание - При поверке ПР, работающих в комплекте с СОИ фирмы «NICHIMEN» (Япония), для сокращения числа измерений (при разбиении рабочего диапазона на четыре поддиапазона согласно 7.3.4) допускается в каждой точке рабочего диапазона для рабочих ПР проводить не менее четырех измерений, а для контрольных ПР - не менее шести измерений.

6.3.4.10. Операции по 6.3.4.1 - 6.3.4.9 проводят во всех точках рабочего диапазона.

6.3.5. При отсутствии или отказе поточного вискозиметра отбирают пробу жидкости по ГОСТ 2517 в конце поверки, определяют кинематическую вязкость по ГОСТ 33 при температуре жидкости в ПР и вводят значение вязкости в память СОИ.

7. Обработка результатов измерений

При обработке результатов измерений определяют коэффициенты преобразования, оценивают среднеквадратическое отклонение (СКО) случайной составляющей погрешности результатов определений коэффициентов преобразования, параметры градуировочной характеристики, неисключенную систематическую и случайную составляющие погрешности и оценивают относительную погрешность.

7.1. Вычисление коэффициентов преобразования в точках рабочего диапазона

7.1.1. Коэффициент преобразования (Kij, имп/м3) при i-м измерении в j-й точке рабочего диапазона вычисляют по формуле

                                                            (3)

где Vij - значение вместимости ПУ при i-м измерении в j-й точке рабочего диапазона, приведенное к условиям поверки ПР и вычисляемое по формуле

                                                          (4)

где  - поправочный коэффициент для приведения вместимости ПУ к условиям поверки ПР при i-м измерении в j-й точке рабочего диапазона, вычисляемый по формуле

                                                  (5)

где  - коэффициент, учитывающий влияние температуры стенок ПУ на вместимость ПУ при i-м измерении в j-й точке рабочего диапазона, вычисляемый по формуле (6) для трубопоршневой поверочной установки и по формуле (7) для компакт-прувера;

 - коэффициент, учитывающий влияние давления жидкости на вместимость ПУ при i-м измерении в j-й точке рабочего диапазона, вычисляемый по формуле (8);

 - коэффициент, учитывающий разность температур жидкости в ПР и ПУ при i-м измерении в j-й точке рабочего диапазона, вычисляемый по формуле (9);

 - коэффициент, учитывающий разность давлений жидкости в ПР и в ПУ при i-м измерении в j-й точке рабочего диапазона и вычисляемый по формуле (10).

7.1.1.1. Для трубопоршневой поверочной установки () вычисляют по формуле

                                                (6)

где at - коэффициент линейного расширения материала стенок ПУ, °С-1 (определяют по таблице Б.3 приложения Б настоящей рекомендации);

 - среднеарифметическое значение температуры жидкости на входе и выходе ПУ при i-м измерении в j-й точке рабочего диапазона, °С.

7.1.1.2. Для компакт-прувера () вычисляют по формуле

                              (7)

где aк1 - квадратичный коэффициент расширения стали, °С-1, (определяют по таблице Б.4 приложения Б настоящей рекомендации);

1,44·10-6 - коэффициент линейного расширения инваровых стержней, °С-1;

 - температура инваровых стержней, °С (принимают равной температуре окружающей среды).

7.1.2. Коэффициент () вычисляют по формуле

                                                (8)

где  - среднеарифметическое значение давления жидкости на входе и выходе ПУ при i-м измерении в j-й точке рабочего диапазона, МПа;

D, S - внутренний диаметр и толщина стенок калиброванного участка ПУ, соответственно, мм (берут из эксплуатационной документации ПУ);

E - модуль упругости материала стенок ПУ, МПа (определяют по таблицам Б.3, Б.4 приложения Б настоящей рекомендации).

7.1.3. Коэффициент () вычисляют по формуле

                                                (9)

где tij - значение температуры жидкости в ПР при i-м измерении в j-й точке рабочего диапазона, °С;

bij - коэффициент объемного расширения жидкости, °С-1 (определяют по приложению Б настоящей рекомендации).

7.1.4. Коэффициент () вычисляют по формуле

                                              (10)

где Pij - значение давления жидкости в ПР при i-м измерении в j-й точке рабочего диапазона, МПа;

gij - коэффициент сжимаемости жидкости, МПа-1 (определяют по приложению Б настоящей рекомендации).

Примечание - Вычисление Vij допускается проводить согласно алгоритму, реализованному в СОИ, прошедшей испытания для целей утверждения типа.

7.2. Определение средних значений измеренных и вычисленных величин и оценивание СКО случайной составляющей погрешности в каждой точке рабочего диапазона

7.2.1. Коэффициенты преобразования (, имп/м3) в каждой точке рабочего диапазона вычисляют по формуле

                                                    (11)

где nj - количество измерений в j-й точке рабочего диапазона.

7.2.2. Для определения средних значений в j-й точке измеренных и вычисленных величин: частоты выходного сигнала ПР (fj, Гц), расхода жидкости (QjПУ, м3/ч), отношения частоты к вязкости (f/ν)j используют выражение (11), подставляя в эту формулу вместо Kij частоту fij, расход Qij и отношение (f/ν)ij, соответственно, полученные при i-м измерении в j-й точке рабочего диапазона.

7.2.3. СКО случайной составляющей погрешности определений коэффициентов преобразования в каждой точке рабочего диапазона (Sj, %) вычисляют по формуле

                                     (12)

7.2.4. Должно выполняться условие:

                                                      (13)

7.2.5. Если условие (13) не выполнено, анализируют причины и выявляют промахи согласно приложению Д настоящей рекомендации.

Допускается не более одного промаха из 4 - 7 измерений и не более двух промахов из 8 - 11 измерений. В противном случае поверку прекращают.

7.2.6. После исключения промахов при необходимости количество измерений доводят до значения указанного в 6.3.4.9.

7.2.7. Проводят повторное оценивание СКО по 7.2.1 - 7.2.4.

7.2.8. При повторном невыполнении условия (13) поверку прекращают.

7.2.9. При соблюдении условия (13) после выполнения операций по 7.2.4 или 7.2.7 проводят дальнейшую обработку результатов измерений.

7.3. Определение параметров градуировочной характеристики

Градуировочная характеристика (ГХ) ПР - функция, описывающая зависимость между коэффициентом преобразования ПР (К, имп/м3) и одной из величин: расхода жидкости (Q, м3/ч), частоты выходного сигнала ПР (f, Гц), отношения частоты к вязкости жидкости (f/n, Гц/сСт).

В зависимости от вида реализации ГХ в СОИ параметры ГХ определяют согласно 7.3.1 - 7.3.4.

7.3.1. При реализации ГХ в виде постоянного значения коэффициента преобразования в рабочем диапазоне коэффициент преобразования (КД, имп/м3) вычисляют по формуле

                                                 (14)

где m - количество точек рабочего диапазона;

 - коэффициенты преобразования, вычисленные по формуле (11), имп/м3.

7.3.2. При реализации ГХ согласно 7.3.2.1 - 7.3.2.2 рабочий диапазон разбивают на поддиапазоны. Границами поддиапазонов являются точки рабочего диапазона, в которых проведена поверка. Количество поддиапазонов - на единицу меньше количества точек рабочего диапазона.

7.3.2.1. При реализации ГХ в виде постоянных значений коэффициентов преобразования в поддиапазонах коэффициенты преобразования в каждом поддиапазоне (КПД, имп/м3) вычисляют по формуле

                                                     (15)

где  - коэффициенты преобразования, вычисленные по формуле (11), в граничных точках поддиапазона, имп/м3.

7.3.2.2. При реализации ГХ в виде ломаной линии зависимость коэффициента преобразования в каждом поддиапазоне от одной из величин (Q, f или f/n) имеет вид прямой линии, соединяющей значения коэффициентов преобразования, вычисленных по формуле (11), в граничных точках поддиапазона. В память СОИ вводят вычисленные по формуле (11) значения коэффициентов преобразования и соответствующие значения (Q, f или f/n) в точках рабочего диапазона.

7.3.3. При реализации ГХ в виде полинома в рабочем диапазоне в память СОИ вводят вычисленные по формуле (11) значения коэффициентов преобразования и соответствующие значения расхода в точках рабочего диапазона. СОИ автоматически вычисляет по значениям коэффициентов преобразования в точках рабочего диапазона параметры полиномиальной зависимости.

7.3.4. При реализации ГХ в виде кусочно-параболической аппроксимации зависимости коэффициента преобразования от отношения (f/n), как в СОИ фирмы «NICHIMEN» (Япония), рабочий диапазон разбивают на поддиапазоны, включающие не менее трех точек. Выбор границ разделения проводят индивидуально для каждого рабочего ПР с учетом крутизны ГХ. Количество поддиапазонов принимают равным двум, трем или четырем в зависимости от крутизны ГХ и величины рабочего диапазона. Зависимость коэффициента преобразования от отношения (f/n) в поддиапазоне имеет вид параболы второго порядка

Кk = Аk · lg2(f/n)j + Bk · lg(f/n)j + Ck,                                   (16)

где Аk, Вk, Сk - коэффициенты параболы в k-м поддиапазоне;

lg(f/n)j - логарифм отношения частоты к вязкости в j-й точке рабочего диапазона.

В память СОИ вводят границы разделения на поддиапазоны. Поскольку жесткой программой СОИ фирмы «NICHIMEN» предусмотрено строго четыре поддиапазона и соответственно три граничных значения (f/n) между ними, для меньшего количества поддиапазонов в память вводят повторяющиеся значения (f/n).

Пример - В рабочем диапазоне параметра (f/ν) (10 - 40) определение коэффициентов преобразования проведено в точках 10, 15, 20. 25, 30, 40 и принято решение разбить рабочий диапазон на два поддиапазона граничным значением (f/ν) = 22. В память СОИ, кроме граничных точек 10 и 40, три раза вводят число 22.

Примечание - Определение параметров ГХ выполняют автоматически с помощью программы обработки результатов измерений, реализованной в СОИ.

7.4. Определение неисключенной систематической погрешности

7.4.1. Неисключенную систематическую погрешность (QS, %) вычисляют:

- для контрольных ПР по формуле (17);

- для рабочих ПР с реализацией ГХ в СОИ согласно 7.3.1, 7.3.3 по формуле (18);

- для рабочих ПР с реализацией ГХ в СОИ согласно 7.3.2, 7.3.4 по формуле (19).

                                    (17)

                               (18)

                             (19)

где Qåо - граница суммарной составляющей неисключенной систематической погрешности ПУ, % (берут из свидетельства о поверке ПУ);

QVо - граница составляющей неисключенной систематической погрешности определения среднего значения вместимости ПУ, % (берут из свидетельства о поверке ПУ);

QСОИ - предел допускаемой относительной погрешности определений коэффициентов преобразования в СОИ, % (берут из свидетельства о поверке СОИ);

Qt - граница составляющей неисключенной систематической погрешности, обусловленная погрешностью измерений температуры, %, вычисляемая по формуле (20);

QA, QAk - границы составляющей неисключенной систематической погрешности, обусловленные погрешностью аппроксимации ГХ для рабочего диапазона и поддиапазона, соответственно, (определяют по формулам (21) - (23) в зависимости от вида реализации ГХ в СОИ), %.

                                   (20)

где bmax - максимальное значение, выбранное из ряда коэффициентов объемного расширения жидкости, определенных согласно приложению Б по значениям плотности и температуры жидкости при всех измерениях в точках рабочего диапазона, °С-1;

DtПР, DtПУ - пределы допускаемой абсолютной погрешности преобразователей температуры в измерительной линии ПР и ПУ (берут из свидетельств поверки преобразователей температуры), °С;

7.4.2. При реализации ГХ в СОИ согласно 7.3.1 границу составляющей неисключенной систематической погрешности (QА, %) в рабочем диапазоне вычисляют по формуле

                                             (21)

где  - значение коэффициента преобразования, имп/м3, в j-й точке рабочего диапазона, вычисленное по формуле (11);

КД - среднее значение коэффициента преобразования, имп/м3, в рабочем диапазоне, вычисленное по формуле (14).

7.4.3. При реализации ГХ в СОИ согласно 7.3.2 границу составляющей неисключенной систематической погрешности (QАk, %) в каждом поддиапазоне вычисляют по формуле

                                                 (22)

где Кk - среднее значение коэффициента преобразования, имп/м3, в поддиапазоне, вычисленное по формуле (15).

7.4.4. При реализации ГХ в СОИ согласно 7.3.3 границу составляющей неисключенной систематической погрешности (QА, %) в каждом поддиапазоне вычисляют по формуле

                                           (23)

7.4.5. При реализации ГХ в СОИ согласно 7.3.3, 7.3.4 СОИ автоматически вычисляет и выводит на дисплей значения границ составляющих неисключенной систематической погрешности аппроксимации ГХ.

7.5. Определение случайной составляющей погрешности

Случайную составляющую погрешности определения коэффициента преобразования при доверительной вероятности Р = 0,95 вычисляют:

- для контрольных ПР по формуле (24);

- для рабочих ПР с реализацией ГХ в СОИ согласно 7.3.1, 7.3.3 по формуле (25);

- для рабочих ПР с реализацией ГХ в СОИ согласно 7.3.2, 7.3.4 по формуле (26).

                                                      (24)

εД = max(εj),                                                        (25)

εk = max(εjk, εj+1k, εj+2k, ...),                                             (26)

где εj - значение случайной составляющей погрешности в j-й точке рабочего диапазона, %;

t0,95 - коэффициент Стьюдента (определяют по таблице Д.2 приложения Д настоящей рекомендации);

Sj - СКО, вычисленное по формуле (12), для j-й точки рабочего диапазона;

εД - значение случайной составляющей погрешности в рабочем диапазоне, %;

εjk - значение случайной составляющей погрешности в j-й точке, попадающей в k-й поддиапазон, %;

εk - значение случайной составляющей погрешности в k-м поддиапазоне, %;

7.6. Определение относительной погрешности

7.6.1. Относительную погрешность рабочих и контрольных ПР (d, %) вычисляют:

- для контрольных ПР по формуле (27);

- для рабочих ПР с реализацией ГХ в СОИ согласно 7.3.1, 7.3.3 по формуле (28);

- для рабочих ПР с реализацией ГХ в СОИ согласно 7.3.2, 7.3.4 по формуле (29).

                                  (27)

                            (28)

                              (29)

где δj - относительная погрешность контрольного ПР в j-й точке рабочего диапазона. %;

Zj - коэффициент (Zj = ΘΣ/Sj), учитывающий соотношение неисключенной систематической погрешности, вычисленной по формуле (17) и СКО, вычисленного по формуле (12), в j-й точке рабочего диапазона;

δД - относительная погрешность рабочего ПР в рабочем диапазоне, %;

ZД - коэффициент [(ZД = ΘΣД/max(Sj)], учитывающий соотношение неисключенной систематической погрешности, вычисленной по формуле (18) и наибольшего значения из ряда СКО, вычисленных по формуле (12), в точках рабочего диапазона;

δk - относительная погрешность рабочего ПР в k-м поддиапазоне, %;

Zk - коэффициент [(Zk = ΘΣk/max(Sjk)], учитывающий соотношение неисключенной систематической погрешности, вычисленной по формуле (19) и наибольшего значения из ряда СКО, вычисленных по формуле (12), в точках k-го поддиапазона.

Примечание - Коэффициенты Z определяют по таблице Д.3 приложения Д настоящей рекомендации.

7.6.2. Вычисленные по формулам (27) - (29) значения относительной погрешности ПР должны быть в пределах допускаемой относительной погрешности:

для рабочих ПР: ± 0,15 % (в рабочем диапазоне или в каждом поддиапазоне в зависимости от способа реализации ГХ в СОИ);

для контрольных ПР: ± 0,10 % (в выбранных точках рабочего диапазона).

7.6.3. Положительным результатом поверки считают выполнение условия 7.6.2.

7.6.4. При невыполнении условия 7.6.2 для контрольных ПР в какой-либо точке рабочего диапазона и для рабочих ПР во всех поддиапазонах при реализации ГХ в СОИ согласно 7.3.2, 7.3.4 или в рабочем диапазоне при реализации ГХ в СОИ согласно 7.3.1, 7.3.3 поверку прекращают.

7.6.5. Если условие 7.6.2 для рабочих ПР не выполнено, то при наличии возможности в СОИ увеличения количества точек рабочего диапазона те поддиапазоны, где не выполнено условие 7.6.2, делят на два поддиапазона и проводят операции по 6.3.4 и разделу 7 в дополнительных точках рабочего диапазона и новых поддиапазонах.

7.6.6. Если условие 7.6.2 для рабочих ПР не выполнено только в одном поддиапазоне и отсутствует возможность в СОИ увеличения количества точек рабочего диапазона, то поддиапазон, где не выполнено условие 7.6.2, сужают, то есть, вводят новые точки разбиения этого поддиапазона (при сохранении заданного количества точек) и проводят операции по 6.3.4 и разделу 7 в новых точках рабочего диапазона и новых поддиапазонах.

7.6.7. При повторном невыполнении условия 7.6.2 поверку прекращают.

8. Оформление результатов поверки

8.1. Результаты поверки оформляют протоколом по форме, приведенной в приложении А настоящей рекомендации. Один экземпляр протокола поверки, закрепленный личной подписью и оттиском клейма поверителя, прилагают к свидетельству о поверке как обязательное приложение.

Примечание - При оформлении протокола поверки средствами вычислительной техники и вручную допускается форму протокола поверки представлять в измененном виде согласно условиям заполнения колонок протокола поверки приложения А настоящей рекомендации.

8.2. При положительном результате поверки, согласно 7.6.3 оформляют свидетельство о поверке ПР в соответствии с ПР 50.2.006.

8.3. На лицевой стороне свидетельства о поверке рабочего ПР записывают, что преобразователь расхода на основании результатов поверки признан годным и допущен к применению с пределами относительной погрешности: ± 0,15 %.

8.4. На лицевой стороне свидетельства о поверке контрольного ПР записывают, что преобразователь расхода на основании результатов поверки признан годным и допущен к применению в качестве контрольного с пределами относительной погрешности: ± 0,10 %.

8.5. На оборотной стороне свидетельства о поверке рабочего ПР указывают:

- рабочий диапазон расходов, в котором поверен ПР;

- значения вязкости в начале и в конце поверки;

- значения относительной погрешности ПР в рабочем диапазоне и коэффициента преобразования ПР при реализации ГХ в СОИ в виде постоянного значения коэффициента преобразования в рабочем диапазоне;

- значения относительных погрешностей в поддиапазонах, значения коэффициентов преобразования ПР в точках рабочего диапазона и соответствующие значения расхода жидкости (частоты) или отношений (f/ν) при реализации ГХ в СОИ в виде постоянных значений коэффициентов преобразования в поддиапазонах, или в виде ломаной, или в виде полинома;

- значения относительных погрешностей в поддиапазонах, значения коэффициентов преобразования ПР в точках рабочего диапазона и соответствующие значения отношений (f/ν) и границы поддиапазонов при реализации ГХ в СОИ в виде кусочно-параболической аппроксимации.

8.7. На оборотной стороне свидетельства о поверке контрольного ПР указывают значения относительных погрешностей, коэффициентов преобразования и расходов в точках рабочего диапазона.

8.8. Проводят пломбирование ПР согласно рисунку 2. На пломбы наносят оттиск клейма поверителя в соответствии с ПР 50.2.007.

8.9. Согласно инструкции по эксплуатации в СОИ устанавливают значения коэффициента(ов) преобразования ПР, вычисленные по формуле (11) для контрольного ПР и параметры ГХ для рабочего ПР, вычисленные согласно 7.3. в зависимости от вида реализации ГХ в СОИ.

8.10. При отрицательных результатах поверки ПР к эксплуатации не допускают, свидетельство о поверке аннулируют, клеймо гасят и выдают извещение о непригодности с указанием причин в соответствии с ПР 50.2.006.

Примечания

1. Значения объемов (м3) и коэффициентов преобразования (имп/м3) вычисляют с точностью до семи значащих цифр (не менее), в протокол поверки (приложение А) записывают значения, округленные до шести значащих цифр.

2. Значения СКО и погрешностей (%) вычисляют с точностью до третьего знака после запятой (не менее), в протокол поверки (приложение А) записывают значения, округленные до второго знака после запятой.

3. Значения поправочных коэффициентов для приведения объема вычисляют с точностью до седьмого знака после запятой (не менее), в протокол поверки (приложение А) записывают значения, округленные до шестого знака после запятой.

4. Значения температуры (°С) количества импульсов (имп), давления (МПа), вязкости (сСт), времени движения поршня от одного детектора до другого (с), и частоты (Гц) записывают в протокол поверки (приложение А) округленные до второго знака после запятой.

5. Значения отношения частоты к вязкости (сСт/Гц) вычисляют до четвертого знака после запятой (не менее), в протокол поверки (приложение А) записывают значения, округленные до третьего знака после запятой.

6. Значения количества импульсов (N, имп) измеряют с точностью до целого количества импульсов при N > 10000 имп и с точностью до шести значащих цифр (не менее) при N < 10000 имп, в протокол поверки (приложение А) записывают измеренные значения количества импульсов.

Примечание - Остальные шпильки и МИД условно не показаны

Рисунок 2 - Пломбирование ПР

1 - ПР; 2 - контровочные проволоки; 3 - пломбы; 4 - шпильки

Приложение А
(обязательное)

Форма протокола поверки преобразователя расхода с помощью поверочной установки

ПРОТОКОЛ № __________
поверки преобразователя расхода с помощью поверочной установки по МИ 1974-2004

Место проведения поверки _____________________________________________

Тип ПР ____________ Зав. № ПР ____________ Принадлежит ______________________

Тип ПУ ___________ Зав. № ПУ __________ Рабочая жидкость __________________

Вязкость ____ сСт; __ сСт Содержание воды в нефти, W ____ (в объемных долях %)

в начале поверки        в конце поверки                                                        Заполняют только для узлов учета сырой нефти

Таблица 1 - Исходные данные

Детекторы ТПУ

V0 м3

D мм

S мм

E МПа

at (aK1) °C-1

QSо %

QV0 %

QСОИ %

DtПУ °С

DtПР °С

r кг/м3

tr °С

tСТ °С

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

Таблица 2 - Результаты измерений

№ точ/ № изм j/i

Qij м3/ч

Tij с

fij Гц

Nij имп

Kij имп/м3

tПР ij °С

PПР ij МПа

tПУ ij °С

PПУ ij МПа

tСТ ij °С

rij кг/м3

tr ij °С

nij сСт

V0 ij м3

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

1/1

...

1/n1

...

...

...

...

...

...

...

...

...

...

...

...

...

...

...

m/1

...

m/nm

Таблица 3 - Результаты поверки в точках рабочего диапазона

№ точки j

Qj м3/ч

fj (f/ν)jГц (Гц/сСт)

Kj имп/м3

Sj %

εj %

ΘΣ j %

δj %

1

2

3

4

5

6

7

8

1

m

Таблица 4 - Результаты поверки в поддиапазонах

№ ПД k

Qmin k м3/ч

Qmax k м3/ч

SПД k %

εПД k %

ΘА ПД k %

ΘΣ ПД k %

δПД k %

KПД k имп/м3

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

...

m-1

Таблица 5 - Результаты поверки в рабочем диапазоне

SД %

εД %

ΘА Д %

ΘΣ Д %

δД %

KД имп/м3

1

2

3

4

5

6

Заключение: преобразователь расхода к дальнейшей эксплуатации ______________

Подпись, фамилия, инициалы, лица проводившего поверку ____________________

Дата поверки «____» ____________ 20____ г.

Условия заполнения колонок таблиц протокола поверки

А.1. В колонке 1 таблицы 1 указывают детекторы калиброванного участка ТПУ, для которого определен объем ТПУ. Если в свидетельстве поверки ТПУ указаны несколько значений объемов, то указывают расположение детекторов для этих значений объемов в несколько строк, например, 1-2, 2-1, 1-2-1, 1-3, 2-4, 3-1, 4-2 и т.д.

А.2. Колонки 2, 7, 8 таблицы 1 заполняют в одну строку, если используют ПУ с одним значением вместимости. Если используют ПУ с несколькими значениями вместимости, то заполняют эти колонки в несколько строк.

А.3. В колонку 5 таблицы 1 заносят aK1 при использовании компакт-прувера.

А.4. Колонки 11 и 12 таблицы 1 заполняют при отсутствии или отказе поточного плотномера.

А.5. Колонку 13 таблицы 1 заполняют при использовании компакт-прувера в случае ручного ввода температуры инварового стержня.

А.6. Колонку 11 таблицы 2 заполняют при использовании компакт-прувера в случае измерения температуры инварового стержня с помощью преобразователя температуры.

А.7. Колонки 12 и 13 таблицы 2 заполняют при наличии поточного плотномера.

А.8. Колонку 14 таблицы 2 заполняют при наличии поточного вискозиметра.

А.9. В колонку 3 таблицы 3 записывают значение f/ν при использовании зависимости коэффициента преобразования ПР от отношения f/ν.

А.10. Колонки 5 - 8 таблицы 3 заполняют при поверке контрольного ПР.

А.11. Таблицу 4 заполняют при реализации ГХ согласно 7.3.2.1 или 7.3.2.2.

А.12. Колонку 9 таблицы 4 заполняют при реализации ГХ согласно 7.3.2.1.

А.13. Таблицу 5 заполняют при реализации ГХ согласно 7.3.1.

Приложение Б
(справочное)

Определение коэффициентов объемного расширения и сжимаемости жидкости и коэффициентов расширения и модулей упругости материала стенок ПУ

Б.1. При наличии в СОИ программы обработки результатов поверки СОИ автоматически определяет по измеренным значениям плотности и температуры жидкости коэффициенты объемного расширения (β) и сжимаемости (γ) жидкости.

Б.2. При отсутствии автоматической обработки результатов поверки в СОИ коэффициенты объемного расширения и сжимаемости жидкости определяют по измеренным значению плотности (ρ) и температуры (t) жидкости с помощью лабораторного метода определения плотности:

- для нефти по таблицам МИ 2153;

- для нефтепродуктов по таблицам Б.1 и Б.2.

Б.3. Коэффициенты линейного расширения и модули упругости материала стенок ПУ определяют по таблицам Б.3 и Б.4.

Таблица Б.1 - Значения коэффициента объемного расширения нефтепродукта в зависимости от его плотности (РД 153-39-011)

r

b

r

b

r

b

кг/м3

°С-1

кг/м3

°С-1

кг/м3

°С-1

700 - 719

0,001255

800 - 819

0,000937

900 - 919

0,000688

720 - 739

0,001183

820 - 839

0,000882

920 - 939

0,000645

740 - 759

0,001118

840 - 859

0,000831

940 - 959

0,000604

760 - 779

0,001054

860 - 879

0,000782

960 - 979

0,000564

780 - 799

0,000995

880 - 899

0,000734

980 - 1000

0,000526

Таблица Б.2 - Значения коэффициента сжимаемости нефтепродукта (РД 153-39-011)

Наименование нефтепродукта

Коэффициент сжимаемости g, МПа-1

Бензин

1,0 · 10-3

Керосин

0,7 · 10-3

Дизельное топливо

0,65 · 10-3

Таблица Б.3 - Коэффициенты линейного расширения и модули упругости материала стенок трубопоршневых поверочных установок

Материал

a

E

°С-1

МПа

Сталь углеродистая

11,2 · 10-6

2,1 · 105

Cталь легированная

11,0 · 10-6

2,0 · 105

Сталь нержавеющая

16,6 · 10-6

1,0 · 105

Латунь

17,8 · 10-6

-

Алюминий

24,5 · 10-6

-

Медь

17,4 · 10-6

-

Примечание - Если значения a и Е приведены в паспорте ПУ, то используют паспортные значения.

Таблица Б.4 - Квадратичные коэффициенты расширения и модули упругости материала стенок компакт-прувера

Материал

aк1

E

оС-1

кПа

Сталь углеродистая

2,23 × 10-5

2,068 × 108

Сталь нержавеющая 304

3,19 × 10-5

1,965 × 108

Сталь нержавеющая 17-4

2,16 × 10-5

1,965 × 108

Приложение В
(рекомендуемое)

Установление и контроль значения поверочного расхода по показаниям поверяемого ПР

В.1. По окончании предварительного измерения согласно 6.3.4.1 - 6.3.4.3 дополнительно регистрируют значение расхода жидкости (Qj0, м3/ч), измеренного с помощью поверяемого ПР.

В.2. Вычисляют коэффициент коррекции расхода (kQj) для установления и контроля значения поверочного расхода в j-й точке рабочего диапазона по формуле

                                                    (В.1)

где Qj0 - значение расхода жидкости, измеренного ПР, за время предварительного измерения при установлении поверочного расхода в j-й точке, м3/ч;

 - значение расхода жидкости, измеренного с помощью ПУ и вычисленного по формуле (2), за время предварительного измерения при установлении поверочного расхода в j-й точке, м3/ч.

В.3. Устанавливают в измерительной линии поверяемого ПР значение поверочного расхода (, м3/ч), контролируя его по расходу, измеряемому с помощью поверяемого ПР, с учетом коэффициента коррекции расхода по формуле

                                                          (В.2)

Приложение Г
(рекомендуемое)

Расчет количества импульсов выходного сигнала преобразователя расхода с учетом долей периода

Г.1. Количество импульсов с учетом долей периода (Nij, имп) определяют по формуле

                                                (Г.1)

где N¢ij - измеренное количество импульсов от преобразователя расхода;

Tij - интервал времени измерения, показанный на рисунке Г.1, мкс;

t1 - время от начала интервала измерения до первого импульса, мкс;

t2 - время от конца интервала измерения до последующего импульса, мкс.

Г.2. Для определения долей периода собирают схему, показанную на рисунке Г.2.

Значения t1 и t2 определяют следующим образом:

- перед запуском поршня ПУ переключатель П ставят в положение «I», показанное на рисунке Б.2. После начала счета импульсов счетчиком Сч с индикатора частотомера Ч1 считывают значение t1;

- переключатель П ставят в положение «II». После окончания счета импульсов счетчиком с индикатора частотомера Ч1 считывают значение t2. Значения t1 и t2 измеряют с дискретностью 1 мкс;

- отсчет значения Тij проводят с индикатора частотомера Ч2, работающего в режиме измерения времени (Тij измеряют с дискретностью 1 мкс);

- отсчет значения N¢ij проводят с индикатора счетчика Сч.

Приложение Д
(рекомендуемое)

Методика анализа результатов измерений и значения коэффициентов Стьюдента

Для выявления промахов выполняют следующие операции:

Д.1. Определяют СКО результатов вычислений коэффициентов преобразования в каждой точке рабочего диапазона по формуле

                                         (Д.1)

Д.2. Вычисляют соотношения для наиболее выделяющихся значений (Кнаиб или Кнаим) по формуле

 или .                               (Д.2)

Д.3. Сравнивают полученные значения «U» с величиной «h», взятой из таблицы Д.1 для объема выборки «nj».

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

nj

3

4

5

6

7

8

9

10

11

H

1,155

1,481

1,715

1,887

2,020

2,126

2,215

2,290

2,355

Если U ³ h, то подозреваемый результат исключают из выборки как промах, в противном случае результат не исключают.

Таблица Д.2 - Значения коэффициентов Стьюдента t0,95 (ГОСТ 8.207)

nj-1

3

4

5

6

7

8

9

10

12

t0,95

3,182

2,776

2,571

2,447

2,365

2,306

2,262

2,228

2,179

Таблица Д.3 - Значения коэффициентов Z в зависимости от отношения ΘΣ/max(Sj) при доверительной вероятности Р = 0,95 (МИ 2083)

ΘΣ/ max(Sj)

0,5

0,75

1

2

3

4

5

6

7

8

Z

0,81

0,77

0,74

0,71

0,73

0,76

0,78

0,79

0,80

0,81

Приложение Е
(справочное)

Библиография

ГОСТ Р ИСО 5725-2002 Точность (правильность и прецизионность) методов и результатов измерений;

ГОСТ 8.207-76 ГСИ. Прямые измерения с многократными наблюдениями. Методы обработки результатов наблюдений. Основные положения;

ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости;

ГОСТ 33-2000 Нефтепродукты. Прозрачные и непрозрачные жидкости. Определение кинематической вязкости и расчет динамической вязкости;

ГОСТ 112-78 Термометры метеорологические стеклянные. Технические условия;

ГОСТ 1756-2000 Нефтепродукты. Определение давления насыщенных паров;

ГОСТ 2477-65 Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды;

ГОСТ 2517-85 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб;

ГОСТ 3900-85 Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности;

ГОСТ Р 51069-97 Нефть и нефтепродукты. Метод определения плотности, относительной плотности в градусах API ареометром;

ГОСТ Р 51330.0-99 (МЭК 60079-0-98) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 0. Общие требования;

ГОСТ Р 51858-2002 Нефть. Общие технические условия;

ПР 50.2.006-94 ГСИ. Порядок проведения поверки средств измерений;

ПР 50.2.007-2001 ГСИ. Поверительные клейма;

МИ 2083-90 ГСИ. Измерения косвенные. Определение результатов измерений и оценивание их погрешностей;

МИ 2153-2001 ГСИ. Плотность нефти. Требования к методике выполнения измерений ареометром при учетных операциях;

РД 153-39-011-97 Инструкция по учету нефтепродуктов на магистральных нефтепродуктопроводах.

.
Помните!
Вся полученная прибыль с сайта идет на развитие проекта, оплату услуг хостинг-провайдера, еженедельные обновления базы данных СНИПов, улучшение предоставлямых сервисов и услуг портала.
Скачайте «МИ 1974-2004. Государственная система обеспечения единства измерений. Преобразователи расхода турбинные. Методика поверки» и внесите свой малый вклад в развитие сайта!