Г-*суД--ccrs^;{.4t,'fl Кгыите? СССР сз сгакдаосам

LCHCCfcSK-j! ОРЛЕНА ТК/'ДОРОГО КРАСНОГО oILA-MZHJ. НдУчК *ССЯ адСЬЛ T£jlICKi>i ИНСТИТУТ ^;* HS Ил -О- Т Р&гНЧБТХИХ и ?адИ(ЛЖИЧЗсщ: изкжашп

Казанский Филиал

Me тонические указан**

ПРЕОБРАЗОВАТЕЛИ РАСХОДА. ТУРБИН® К

Мет:не к средства соверкз ииагзкраткьми измерениями

МИ 303 - 63

Казань    1963

Специальным проектно-конструкторским бюро ВЛГ "СсюзнефтеаЕ?оматика” Миннефтепрома Ф.г.Сейль, к.т.н,, А.С.Апракин, А.й.Фатхутдинов (рук* темы)’, Г.Ш.Х&йбуялин, С.И.Давлетаииа, Н.А.Панина Казанским филиалам Всесоюзного ордена Трудового Красного Знамени научно-исследовательского института физико-технических и радиотехнических измерения (К* ЗНИлФТРИ) Госстандарта H.H.Антонов, к.т.н. (рук.темы), А.Г.Сафин,

И.А.Мусин, Г.Л.Куцаков, Л.А.Карпова Кгучно-техничесхкы советом Казанского филиала Всесоюзного ордена Трудового Красного Знамени научно-исследовательского института физико-технических и радиотехнических измерения (КФ ВНИИФТРИ) Госстандарта 24 декабря 1Э82г (протокол * 16) взамен Ш 223-60

Срок введения установлен с I апреля 1983г.

- гг -

_% /sKKi-Ri)*' *00

Примечание. Если £cj (К )>(Vo),то слагаемым    в    формуле    (5) пренебрегает у. принимают Soj(Kp) = Soj (К).

Значение т* при доверительной вероятности 0,95 определяют по таблица п- { Т/' - ^ ГГ X А 12 _L23_ 2.20 2Л6

6.6. Определить относительную основную погрешность преобразо* вателя в рабочем диапазоне расходов^

До — До^тях *♦* бок

где Дс-jтех- максимальное значение относительной основной погрешности преобразователя из всех, определённых по формуле (4);

0ок * систематическая составляющая погрешности за счёт усреднения коэффициентов преобразования в рабочем пиалазоне расходов^, определяют по формуле

6.7. Если фактическое значение относительней основной погрешности преобразователя в рабочем диапазоне расходов, определенное по формуле (7), не превышает + 0,25 %_% то преобразователь допускают к применению с этим фактическим значением погрешности.

- T> -

Примечание, Допускается применение прообразевагелей с фактическим значением погрешности    +    С,2о>    £•    при    условии,

что -асе средства измерений, входящие е состав узла учёта, поверены ^аттестован»' и суммарная псгр-вность узла учета, определенная в соответствии с Мй ?ТлЫ63, не превышает ♦ С,35 л по массе брутто и 0,!; ^г- по массе нетто.

7. ОФОРМйШь ?£ЭОДГАГ0& ПОЯРКИ-

7.1.    Результаты поверки оформляют протоколом 'обязательное приложение I), который является неотъемлемой частью свидетельства,

7.2.    При положи тельных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке установленной формы, на лицевой стороне которого записывают, что преобразователь на основании результатов государственной поверки признан годным и допущен к применение с фактическим значением погрешности. 3 графе "пределы измерения" указывав юг рабочий диапазон расходов попаренного преобразователя, с формуляре на преобразователь записывают, что он допускается к применению с фактическим значением погрешности в рабочем диапазоне расходов. Записывают фамилию и ставят подпись поверителя, скрг.тленную оттиском поверительного клейма.

7.3.    Полученное при поверке значение коэффициента нргсбоазо вания устанавливают на вторичном приборе счётчик» .узла учёта), ? состав которого входит данный преобразователь*

7,'\. при отрицательных результатах поверки преобразователь к применению нс допускают. :1 формуляре про и J вод я г запись о непригодности прообраз она геля к оке яду» г «пик, р. оттиск по б-2 пи тельного клейма гасят.

- 15

Ktf i+3*(t_#-20)>    ⁽⁴⁾

где d. - коэффициент линейного расширения материала стенок калиброванного участка Т»!У, °С~*;

- температура стенок калиброванного участка ТПУ, °С, принимается ранной среднему значению температуры нефти ь ТПУ.

Коэффициенты линейного расширения и Пуассона, модуль упругости при t =t 0+ ТОО °С

Группа стали	; *■	ос-1 ! Г	J° \	Б, лШа
Углеродистая	1 11,2	то-6 f	0,3 »	2, МО5
Легированная	! II,0	ТО-6 !	0,3 {	2,0.10Ь
Нержавеющая	! 16,6	Ю~6 !	0,3 1	2,0-Ю5
Коэффициент	объёмного	расширения нефти при		i = 0 + ТОО 0
	ft » <7 *	10)* кг4	нч 1 о о

ПО 7100, tf.tf.w. per MX СЮ,. 7rf, r. S&

- 3 -

Настоящие методические указания распространяются на турбинные преобразователи расхода (в дальнейшем - преобразователи), аттестованные по типовой программе M>i 81-63 » входящие, в состав узлов учета нефти или счётчиков объёмного количества нефти, и устанавливают методы и средства их поверки при эксплуатации и хранении.

При поверке преобразователей должны быть учтены дополнения или изменения, которые могут быть разработаны при метрологической аттестации их головных образцов.

Преобразователи подлежат позерке в комплекте с магнитоиндукционными передающими преобразователями.

I. ОПЕРАЦИИ ПОВЕРКИ При проведении поверки должны выполняться следующие операции: ^ТЛ. Внешний осмотр (л.5.1.)

1.2.    Опробование (п.5.2.)

1.3.    Определение метрологических характеристик (п.5.3.): коэффициента преобразования преобразователя в рабочем диапазоне расходоь;

относительной основной погрешности преобразователя в рабочем диапазоне расходов.

2. СРЕДСТВА ПОВЕРКИ При проведении поверки должны применяться следующие средства поверки:

2.J. Трубопорпгневая поверочная установка (в дальнейгем - ТИУ), в диапазон расходов которой входит рабочий диапазон расходов поверяемых преобразователей, с пределами допускаемой относительной основной погрешности +0,1 %.

2.2.    Счётчик программный реверсивный 5-50О?

ТУ 25-04-2271-73 (з дальнейшем - счётчик импульсов) - I шт.

2.3.    Частотомер-хронометр электронно-счетный 43-38 ЕЭ2 721.087 ТУ - I шт.

2.4.    Термометр 4-Б2 ГОСТ 215-73, пределы измерения от 0 до + 55 °С, цена деления 0,1 °С - 3 шт.

2.5.    Термометр метеорологический стеклянный ГОСТ X12-762 - I шт.

2.6.    Манометр класса точности 1,0 + 1,5 ГОСТ 8625-77 - 3 шт. Пределы измерения выбирает в соответствии с рабочими условиями.

2.7.    вторичный прибор турбинного счетчика или предусилитель-формирователь - I шт.

2.5. Аппаратура, реактивы и материалы для определения кинематической вязкости нефти б соответствии с ГОСТ 33-66.

2.9. Допускается применение других средств поверки с аналогичными характеристиками, например, вместо средств поверки, указанных в п.п. 2,2. и 2,3., можно применять прибор цифровой "Сапфир - 32"

ТУ 25-15 (Ха 3.036,007)-79 - I шт.

13се средства измерений должны быть поверены (аттестованы) органами Государственной метрологической службы и иметь действующие свидетельства о поверке (аттестации) или оттиски доверительных клейм.

3. УСЛОВИЯ ЛОВсРКН При проведении поверки должны соблюдаться следующие условия:

3.1, Поверну преобразователей проводят на узлах учёта на мест* эксплуатации или на поверочных установках, ка которых воспроизводят рабочие условия эксплуатации: диапазон расходов, конструкцию и раг-мзры прямых участков, а также вязкость - для преобразователей без компенсации влияния вязкости.

- 5 -

3.2. Условия поверки должны находиться в пределах условий эксплуатации, указанных в эксплуатационной документации преобразователей, ТЛУ и других средств измерений, используемых при по-верке.

33. Поверочная жидкость - нефть с параметрами:

температура, °С    от    0    до    + 60;

р    с

вязкость, м /с КГ° (сСт)    от    I до 100;

давление на выходе узла учёта, МЛа    не    ниже    0,3.

3.4.    Изменение расхода нефти от установленного значения в процессе поверки не должно превышать + 2,5 %.

3.5.    Изменение вязкости нефти от установленного значения в процессе поверки преобразователей без компенсации влияния вязкости не должно превышать ± 2*10“^ в^/с (+ 2 сСт).

4. ПОДГОТОВКА К ПОВЕРКЕ

Перед проведение:., поверки должны быть выполнены следующие подготовительные работы:

4.1.    Проверка наличия действующих свидетельств о поверке (аттестации) средств измерений или оттисков поверительнмх клейм и формуляра на поверяемый преобразователь, в который должны быть занесены результаты поверки (аттестации).

4.2.    Проверка правильности монтажа средств измерений и поверяемого преобразователя в соответствии с требованиями эксплуатационной документации и структурной схемы (см. рис.).

4.3.    Проверка гермет гчности системы, состоящей из поверяемо*» го преобразователя расхода, ТПУ, задвижек и соединительных трубопроводов

4.3.1. Проверку герметичности всех задвижек, через которые возможны протечки нефти, искажающие результаты измерений при по-вэрке, производят при помощи контрольных вентилей, ввёрнутых в

СТРУКТУРНАЯ СХЬЧА IkfcKIMeHIM СРЕДСТВ ИЗМЕРЕНИИ ПРИ ПОВЕРКЕ

1-прсобразователь расхода с магнигоиндукупонным псредаодим ареооразовагелем; 2-герчои;тр с ценой деления 0,1 °С; Э-манонегр; ч-термомегр с ценой деления 0,5 °С; 3-труболоречевая установка; 6-вгоричный приогр гуроинного счетчика; 7-частогонер; 8-счегчик программный реверсивный.

- 7 -

нижнюю часть корпусов задвижек или установленных на соответствующих участках трубопроводов, или другими методами.

4.3.2.    Систему считают герметичной, если при рабочем давлении в течении 5 минут не наблюдается течи или появления капель нефти в соединениях.

4.4. Лодготовка средстз измерений к работе согласно эксплуатационной документации.

5. 1ШСВВДЕНИЕ ПОЗЁРКИ

6.1* Внешний осмотр

При проведении внешнего осмотра должно быть установлено соответствие поверяемого преобразователя следующим требованиям:

комплектность должна соответствовать указанной в формуляре;

на преобразователе не должно быть механических повреждений и дефектов покрытий, ухудшающих его внешний вид и препятствующих его применению;

надписи и обозначения на преобразователе должны быть чёткими и соответствовать требованиям технической документации.

5.2,    Опробование

5.2.1.    Опробовать ТГ1У в соответствии с эксплуатационной документацией.

5.2.2.    Опробовать поверяемый преобразователь путём проверки поступления сигналов от мш’нитоиндукциокного передающего преобразователя. Для этого, изменяя расход нефти на +IC % (в пределах рабочего диапазона), следить за изменением показаний частотомера.

5.2.3.    Проверить стабильность температуры нефти. Температуру нефти считают стабильной, если за один пропуск шарового поршня в ТПТ (в двунаправленных ТПУ - в прямом и обратном направлениях) изменение показаний термометров, установленных у преобразователя и на ТП- не превышает + 0,2 °с.

- 9 -

rneQ - требуемое значение расхода, \?/ч;

.ю полученному значению частоты окончательно установить требуемое значение расхода с погрешность» не более * 2,5 %.

Произвести пуск шарового поршня.

Показания счётчика импульсов, термометров, манометров и частотомера-хронометра заносят в протокол 'обязательное приложение I).

На калдом значении расхода произвести не менее II измерении. Если результаты измерений вызывают сомнение в отношении соответствия их закономерному ряду, го число измерений довести до 13.

о. ОБРАБОГКА РЕЗУЛЬТАТОВ НАБЛЮДЕНИИ

обработку результатов наблюдений ппи измерениях произвести в следующей последовательности:

6.1.    Проанализировать результаты, вызывающие сомнение в отношении соответствия их закономерному ряду, и выявить грубые погрешности по методу, приведённому в ГОСТ П.0и2-73, раздел

6.2.    вычислить значение коэффициента преобразования для каждого измерения в выборке

(I)

где j\Jj- количество импульсов, накопленное за L -гое измерение,

6.3. Вычислить среднее значение коэффициента преобразования ь

каждой ] -т>ой точке рабочего диапазона расходов о    п

2-Ki

Kp=*rV~■

гд< Ki- значение коэффициента преобразования при i -'том измерс-

. з

нии в данной точке диапазона, имп/м';

Ч - число измерений.

- 10 -

6.4. Вычислить среднее значение коэффициента преобразования в рабочем диапазоне расходов

где Kjrruur>Kjmln - максимальное и минимальное средние значения

коэффициентов преобразования из всех, внчисленных по Формуле (-*2).

6.5. Определить относительную основную погрешность и»:г?обрьос-вателя в каждой J -о я точке рабочего диапазона расходе?', % -

(4)

где 0о- систематическая составляющая относительной основной погрешности Tii./_f (из свидетельства о поверке (аттестации); квантиль распределения Стыодонта;

Soj^pV оценка суммарного относительного среднего квадратического отклонения (CKG) коэффициента преобразования* 3, определяют по формуле

где So(Vt) (miaS?(Vo) ) - опойка относительного ОКО обьёмя калиброванного участка ^ТПУ, *л (из свидетельства о погерке (аттбитамиО;

Soi(K) - оценка относительного ОКО кор^фициенто преобразования, '?*, определяют по результатам измерения лс п.5,3.). по Формуло .