Товары в корзине: 0 шт Оформить заказ
Стр. 1
 

41 страница

349.00 ₽

Купить официальный бумажный документ с голограммой и синими печатями. подробнее

Официально распространяем нормативную документацию с 1999 года. Пробиваем чеки, платим налоги, принимаем к оплате все законные формы платежей без дополнительных процентов. Наши клиенты защищены Законом. ООО "ЦНТИ Нормоконтроль".

Наши цены ниже, чем в других местах, потому что мы работаем напрямую с поставщиками документов.

Способы доставки

  • Срочная курьерская доставка (1-3 дня)
  • Курьерская доставка (7 дней)
  • Самовывоз из московского офиса
  • Почта РФ

Методика распространяется на автоматические поточные вибрационные плотномеры с диапазоном измерения плотности 750 - 1000 кг/м3, имеющие предел абсолютной погрешности измерения от 0,2 до 2,0 кг/м3, и устанавливает методы и средства их первичной и периодической поверки.

Действие завершено 01.01.1989

Оглавление

1 Операции поверки

2 Средства поверки

3 Требования безопасности

4 Условия поверки

5 Подготовка к поверке

6 Проведение поверки

7 Обработка результатов измерений

8 Оформление результатов поверки

Приложения

Показать даты введения Admin

Страница 1

Министерство нефтяной промишшнмости ВНИШГГнвфтк

РУКОВОДЩИЯ ДОКУМЕНТ МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПОТОЧНЫЕ ВИБРАЦИОННЫЕ ПЛОТНОМЕРЫ. МЕТОДИКА ПОВЕРКИ РД 39-0147103-390-87

Г937

Страница 2

Министерство нефтяной промышленности аШСГГГнефть

ушгадн

яеместителеи министра В.И.Сдиныи Hi мил 1987 г.

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПОТОЧНЫЕ ВИБРАЦИОННЫЕ ПЛОТНОМЕРЫ. МЕТОДИКА ПОВЕРКИ

РД 39-0147IC3-390-07

1987

Страница 3

Руководящий до^мент Рд 39-0147ЮЗ>-390-67 "Методические указания. Поточные вибрационные плотномеры. Методика поверки"

РАЗРАБОТАН - Всесоюзным научно-исследовательским институтом по сбору, подготовке и транспорту нефти и нефтепродуктов (ВНИИСЛТ-нефть) Миннефтепрома

(разработчики А.Г.Гумеров, Р.Г.Исхаков, В.Г,Володин. В.Л.Беляков, Р.С.Сагдеев, А. А.Фа-псуллин, А,А.Абдулаев, Н.М.Черкасов); Управлением автоматизации и средств связи Миннефтепрома (разработчик В.В.Панарин)

В связи с ограниченным тиражом институт ВПИИСГГГнефть разрешает заинтересованным организациям размножение данного документа.

Страница 4

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ Методические указания. Поточные вибрационные плотномеры Методика поверки РД 39-0147103-390-87

Вводится впервые

Срок введения установлен с Об. 1987

Срок действия до    Of.1989

Настоящая методика распространяется на автоматические поточные вибрационные плотномеры с диапазоном измерения плотности 750» 1000 кг/мэ, имеющие предел абсолютной погрешности измерения от 0,2 до 2,0 кг/м3, и устанавливает методы и средства их первичной и периодической поверки.

Методика предусматривает проведение поверки плотномеров я динамическом режиме в лабораторных условиях с помпщьч иоворочнг.к жидкостей, аттестованных с помощью металлических пикнометров.

На период апробации (до утверждения методики в качестве документа Госстандарта и выполнения оснопных мероприятий согласно прилагаемо^ плану) действие методики распространяется на плотномеры, смонтированные на узлах учета нефти 19, 20, 361.

Т. ОПЕРАЦИИ ПОВЕРКИ

При проведении поверки должны выполняться следующие операции:

T.I. Внешний осмотр (п. 6.1.);

Т.2. Опробование (и. 6.2.);

Т.З. Определение металогических характеристик <пп. 6.3.,

ЬЛ.)

Страница 5

4

2. СРЕДСТВА поверки

При проведении поверки в лабораторных условиях должны применяться материалы и средства поверки, указанные ниже:

2.1.    Образцовые весы I-го разряда типа ВЛО-1-5 кг

(ТУ 25-06-326-68) с погрешностью взвешивания ±10 мг в диапазоне от 0 до 5 кг или образцовые весы других типов с аналогичными метрологическими характеристиками. При использовании металлических

напорных пикнометров, имеющих массу меньше 5 кг, допускается при-• • неленив образцовых весов с меньшим пределом взвешивания, но с

аналогичными (или лучшими) метрологическими характеристиками. Поверка весов должна быть выполнена согласно ГОСТ 8.520-84.

2.2.    Набор образцовых ареометров общего назначения I разряда, диапазон измерения 7I0-X0I0 кг/мэ, предел допускаемой погрешности ±0,1 кг/мэ.

2.3.    Набор ареометров типа АНТ-1 с пределами измерения от 770-1010 кг/м3, иеной деления и с допускаемой погрешностью ±0,5 кг/'м3 по ГОСТ I848I-8IE.

2.4.    Устройство У6СГ-100М для измерения коэффициентов объемного сжатия (сжимаемости) и термического расширения в диапазоне (О,5*5,5)Л0”э T/МПа и (24l2).I0~* 1/град соответственно по

ТУ 39-900-84.

2.5.    Термометры группы 4 для измерения температуры поверочных жидкостей тип Г>, £ 2 с пределами измерения от О до 55 °С иеной деления 0,1 °С по ГОСТ 2I5-73E;

2.G. Барометр - анероид типа БАММ-1 с погрешностью 100 Па (около I *v. рт.ст.) по ТУ 25-11.1513-79;

2.7.    Гигрометр типа М-68 с погрешностью 1%;

2.8.    Поверочная установка (принципиальная схема и описание работы поверочной устеновки приведены в приложении 5).

Страница 6

5

В состав поверочной установки входят следующие функциональные блоки:

*    .    _    насос, производительностью до 10 м3/ч с возможностью измене

ния расхода перекачиваемой жидкости и работы при давлении до 6,4 МПа;

устройство для создания в гидравлической системе давления до 6,4 МПа (автоматический регулятор давления);

теплообменное устройство, выполненное с возможностью увеличения объема жидкости, проходящей через него и размещенное внутри термокамеры;

аттестованные напорные металлические пикнометры (не менее 2-х), рассчитанные на предельное давление 20 МПа, вместимостью 450f500 см3;

термокамера "Фейтрон” (Г^Р) с погрешностью поддержания заданной температуры жидкости, равной +0,2 °С в диапазоне от мицус 15 до +70 °С, объем термокамеры 0,6*0,8 мэ;

вольтметр цифровой Щ 1413 (диапазон измерений 0-I00Q В, по-греккость измерения 0,0э) по ГОСТ T4CI4-82;

блоки питания постоянного тока типа F5-47 (диапазон измерения напряжения ми«ус 30-0—*30 Б, погрешность поддержания напряжения .40,1 В, ток нагрузки до 1Л) по ТУ 25-05.999-73;

частотомер типа 43-33 (диапазон измеряема частот 0-2000 кГи, погрешность измерения 4.0,01 Ги, с выходом на регистрирующее устройство) по ГОСТ 7590-73;

две металлические (стальные) емкости (ТО л и 2С л) для поверочной жидкости (объем погерочмой жидкости должен быть достаточным .для проведении поиерки нескольких плотномеров одновременно г пглажинами* из/4енений температуры, иыАивмныу работой насоса п замки/том контуре);

Страница 7

6

насос производительностью до 5 м3/ч для подачи поверочной жидкости в емкости поверочной установки;

манометр типа МО, класс точности 0,4. Диагазон измерения от 0 до 6,4 МПэ по ГОСТ 6521-72;

измеритель скорости поверочной жидкости в диапазоне 0-5 м/с с погрешностью +0,3 м/с, например, расходомер ’Турбоквант-3/4".

Примечание: при работе на установке с ловерочнъэау. жидкостями, отличающимися по свойствам и составу, чтобы ускорить проведение поверки за счет исключения операции промывки гидравлической системы рекомендуется для каждой поверочной жидкости иметь либо отдельную поверочную установку, либо поверочную установку на разные поверочные жидкости, в которой, однако, могут использоваться общие элементы, например, термокамера, либо размещать поверочную установку на автомобиле с возможностью подключения ее к линии блока качества с тем, чтобы поверку производить на реальной жидкости.

2.9.    Термостат ТВ-I с погрешностью поддержания температуры

+9,02 °С в диапазоне от 10 до 50 °С по ТО I349I-C0.

2.10.    Исходные вещества для приготовления поверочных жидкостей:

масло трансформаторное по ГОСТ 902-30;

топливо Т-2 по ГОСТ 10227-86;

спирт этиловый т-ектификополный технический по ГОСТ 13300-72;

иода дистиллированная по ГССТ G709-72;

допускается применение п качестве пилсрочной жидкости нефти ст*11ии'»ирг»\яиноЙ с номинальной плотностью по п. 2.24, полученной г« результате уделения легких фрикций путем их свободного испарения при перемешивании г. помощью магнитной мешалки в чеченце двух чесов при комнатной температуре.

2.11.    Пргч^ывомиые жидкости:

Страница 8

7

вода дистиллированная, ГОСТ 6709-72;

спирт этиловый ректификованный технический по ГОСТ 13300-72 или спирт этиловый технический по ГОСТ 17299-76;

бензин авиационный марки Б-70 по ГОСТ 1012-72;

хромовая смесь (60 г двухромовокислого калия по ГОСТ 2652-73Е, I дм3 серной кислоты* х.ч., плотностью 1840 кг/м3 по ГОСТ 4204-77 и I дм3 дистиллированной воды по ГОСТ 6709-72).

2.12.    Фильтровальная лабораторная бумага по ГОСТ 12026-76;

2.13.    Цилиндр Т-1000 по ГОСТ I048I-8IE;

2.14.    Колба КНКШ-1000-29/32 ТУ по ГОСТ 12738-77;

2.15.    Стеклянная воронка В36-30 ТУ по ГОСТ 23932-79Е;

2.16.    Сушильный шкаф типа СНОП 2,5/2;

2.17.    Баллон стальной для газов по ГОСТ 949-73;

2.ГЗ. Вискозиметры капиллярные по ГОСТ 10023-31£;

2.19.    Шприц вместимостью 100 мл по ГОСТ 22967-82Е;

2.20.    Дупа с увеличением 4-х по ГОСТ 22967-32Е;

2.21.    Мешалка магнитная ММ-5 по ТУ 25-11834-80;

2.2Г. Допускается применять вновь разработанные или находящиеся в применении средства поверки, проведшие метрологическую аттестацию в органах государственной метрологической службы и удовлетворяющие по точности требованиям настоящих методических указаний.

2.23.    Все применяемые средства измеромия должны иметь действующие свидетельства о государственной поверке (аттестации)*

2.24.    К поперяемому плотномеру должна быть приложена инфор-ма!тия по форме приложении I, основанная на статистичмских данных за гоа, о рабочем диапазоне измерения плотности, давления, температуры, вязкости нефти и о номинальных Значениях нынеуказанных параметров и температуры внутри блока качества на узле учета мф ти, с которого демонтирован плотномер или пдедполвгеегсв спонтировать плотномер, при выпуске н$ производства или ремонту.

Страница 9

о

2.25. С поверяемым плотномером на поверку должны поставляться блоки (или платы) термокомпенсации, коррекции по давлению,преобразователи сигналов и линеаризующие устройства. В связи с тем, что вьлеуказанные блоки (или платы) могут находиться в составе центрального блока обработки информации узла учета нефти, к поверяемому плотномеру должна быть приложена информация об их поверке с указанием погрешностей измерения, места, времени проведения поверки и организации, проводившей поверку.

3. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ

3.1.    Помещения, в которых проводят поверну пло^омеров и воьевиьачие пикнометров слезет относить по пожарной опасности к категории А, по степени опасности поражения людей электрическим током - к классу помещений с повышенной опасностью, по характеру с кружащей среды - к нормальным, по правилам устройства электроустановок - к классу В - 16.

3.2.    Б помещениях для поверки плотномеров следует выполнять основные требования, предусмотренные типовыми правилами пожарной безопасности для промышленных предприятий, утвержденными Главным управлением пожарной охраны МВД СССР.

3.3.    Помещения, в которых проводят работы с жидкостями,должны быть оснэще»»ы установками пожарной сигнализации и обеспечены противопожарной техникой ь соответствии с требованиями ГОС?

|2 И. 0С9-33.

3.4.    Работы по поиеркс плотномеров необходимо проводить в |и«од'кя«х, оборудоваииых устройствами приточной и вытяжной вен-ти/.щии и нцтлкними игвфвми. Бентилягия в помещении должна обеспечивать предельно домусткмуи концентрацию используемых при поверье веществ в нсэдух**.

3.5.    При pdSore с поверочными жидкостями следует соблюдать

Страница 10

9

санитарные правила и инструкции, утвержденные Министерством здравоохранения СССР и ВЦСПС и применять индивидуальные средства защиты по типовым отраслевым нормам, утвержденным в установленном порядке.

З.б. Легковоспламеняющиеся поверочные и промывочные жидкости должны храниться в стеклянных банках тига Б-1 или склянках типа С-1 с притертыми пробками вместимостью 5 л (группа фасовки V I) по ГОСТ 3885-73, размещаемых в металлических ящиках, выложенных изнутри негорючими материалами.

4. условии поверки

4.1.    При проведении поверки должны быть соблюдены следующие условия:

температура окружающего воздуха 20+5 °С; относительная влажность 60 ♦ 20 атмосферное давление 101,3 + 8 кПа; напряжение питания сети 220 ♦ £3 частота напряжения сети 50 ♦ I Гц;

внешние магнитные поля и вибрация должны быть d пределах норм, установленных технической документацией на плотномер; осьощениость в помещении должна быть не менее 250 лк.

4.2.    Положение плотномера в пространстве должно соответствовать установленному в НТД на плотномер конкретного типа.

4.3.    .Другие влияющие величины должны находиться р пределях, установленных в НТД НчЧ плотномер конкретного типе, и контролироваться средствами намерения, предусмотренными о той документацией.

4.4.    Взвешивание пикнометра должно производиться в помещении, соответствующем ГОСГ 24104-63 12.

Страница 11

10

5. ПОДГОТОВКА К ПОВЕРКЕ

Перед проведением поверки выполняют следующие подготовительные операиии:

5.1.    Внутренние полости вибрационной трубки поверяемого плотномер и трубные коммуникации поверочной установки промывают бзн-?инол! от остатков технологической жидкости и продувают до полной осушки чистым воздухом или азотом, находящимся под давлением 0,2* 0,3 МПа*

5.2.    Промывают используецую посуду * ромовой смесью, ополаскивают дистиллированной водой и осушивают;

5.3.    Ареометры и металлические пикнометры промывают вначале бензином, а зптем спиртом и просушивают сжатым воздухом от баллона. Температура ареометра и пикнометров не должна отличаться от температуры окружающего воздухе. После подготовки ареометра к измерению не разрешается касаться его рабочей части.

5.4.    Подготавливают к измерению образцовые весы согласно инструкции по эксплуатации.

5.5.    Определяют "водное число” металлических пикнометров в сс-стаетс-вии с программой метрологической аттестации металлически* напорных пикнометров. "Водное число" определяют для пикномет-рси с неизвестным "водным числом" или после проиэьодстра 20-ти определений плотности.

5.5.    Приготавливают прос'ы порерочныт жидкостей по методике, приведенной в приложении 2.

5.7. Повсрг.еыуЯ плотномер устанавливают на поверочную установку и «подсоединяют измерительные средство согласно схеме, представленной к приложении 5.

5.В. К клепают измерительные сродстве и д«?ют им возможность прогрегьев в течение времени, устзиолленмого технический документацией .

Страница 12

II

6. ПРОБОДЕНИЕ ПОВЕРКИ

6.1.    Внешний осмотр

При проведении внешнего осмотра должно быть установлено:

соответствие комплектности поверяемого плотномера требованиям, установленным в ИТД на плотномер конкретного типа;

наличие паспорта (формуляре, сертификата) предприятия-изготовителя или ремонтного предприятия и свидетельства о предьяушей поверке;

сохранность надписей и обозначений на плотномере;

отсутствие внешних повреждений (помятостей, трещин, нарушений целостности защитных покрытий плотномера).

6.2.    Опробование.

6.2.1.    Проверяют исправность электрической схемы и общее функционирований плотномера согласно инструкции по эксплуатации.

6.2.2.    Для плотномеров "Солартрон" проверяют эффективность вибрирующей системы плотномера посредством измерения времени затухания резонансных колебаний пустых и чистых трубок npi подключении и отключении источника питания.

Время достижения полного резонанса и затухания должно быть рапным 2, “3,6 с, а частота выходного сигнала плотномера должна соответствовать частоте, полученной при измерении плотности окружающего воздуха (обу»пк> 0,0012 кг/дм3). Проверка по плотности окружающего воздуха достаточна для определения наличия смещения трэду иро войной зависимости.

Значение частоты выходного сигнала, полученное а результате измерения плотности окружающего воздгха,должно быть уклоне * паспорте не плотномер и и протоколе поверки (Прило>.еиис 3).

Для плотн&мерои других типов смещение градуировочной *арвг.. твристики пронеряетс« по величине выходного сигнале нлогиомарв.

Страница 13

12

измеренного при заполнении вибрационной трубки поверочной жидкостью с номинальной плотностью (по п. 2.25) при атмосферном давлении и температуре жидкости 20 °С.

Значение выходного сигнала, полученное в результате измерения плотности жидкости должно быть указано в паспорте на плотномер и в Протоколе поверки (Приложение 3).

При смещении градуировочной характеристики (на величину удвоенной погрешности плотномера) нужно заново отградуировать плотномер в соответствии с методикой, приведенной вiПриложении 6 настоящего руководящего документа.

С.З. Определение соответствия паспортных характеристик (ко-пффигдента давления и температурного коэффициента) плотномера действительным

6.3.1. В плотномер (в статических условиях) заливают поочередно поаерочкую жидкость с минимальным и максимальным значением

плотности рабочего диапазона плотномера и фиксируют при этом значения выходного сигнала. Определяют сколько единиц выходного сигнала плотномера (в Г‘и или В) соответствует единице плотности (в кг/м3) путем делении разности выходных сигналов при максимальном и минимальном значении плотности на разность между максимальным и минимальным значением плотности.

С.3.2 Определение коэффициента давления производят в следу-nqc.ti последовательности.

устанавливают плотномер на повк])счной установке;

заполняют при атмосферном давле нии и комнатной'температуре аибрегионкую трубку плотномера и трубные коммуникации установки по перечней жид кост'ю из продев рительно эг.пелнеиик'ос емкостей титре/чний установки. Заполнение производят при открытом вентиле для сброс,? aobAi** (РОК), установленного и верхней точке поперечной установки, поверочной жидкостью, имеющей номинальную плотность.

Страница 14

13

соотвотствуюцую середине рабочего диапазона измерении поверяемого плотномера;

удаляют пузырьки воздуха путем неоднократного закрытия ВСВ, включения в работу насоса на 1-2 минуты и открытия ВСВ, затем при открытом ВСВ производят доэаливку системы при необходимости и дают возможность выйти цу^ырькам воздуха из гидравлической системы поверочной установки. По истечение фиксированного промежутка времени (определенного экспериментальным путем для данной поверочной установки) ВСВ закрывают;

включают насос и, прокачивая поверочную жидкость через теплообменник, установленный в термокамере, обеспечивают поддержание номинальной (средней) температуры жидкости, соответствующей середине рабочего диапазона изменения температуры на узле учета нефти;

изменяют давление в гидравлической системе установки от С до 6,4 МПа при номинальной температуре! Через каждые 1,0 МПа производят запись установившихся значений давления в одних и тех же точках как при повышении давления,так и при его понижении от 6,4 МПа до 0.

По результатам двух измерений давления (при повышении и понижении) вычисляют средние значения давления и заносят в таблицу П.3.1 Приложения 3. Одновременно фиксируют значения выходных сигналов плотномера в единицах плотности по n. 6.3.1, и по результатам двух измерений вычисляют средние значения выходных сигналов и заносят их в таблиц П.3.1 Приложения 3.

По результатом измерения давления и соответствующих им выходных сигналов плотномера вычисляют коэффициент дмнлекил;

Ке ' я -/>„ '

(1)

Страница 15

14

где ^    - измеренное» значение выходного сигнала плотномера,

переведенное б единицы плотности при среднем давлении, кг/мэ;

- наибольшее измеренное значение выходного сигнала плотномера в единицах плотности при минимальном или максимальном значении давления, выбранного по п. 2.24, кг/мэ.

Примечании: при определении численных значений % J^    долж

но быть учтено распирение (сжатие) лояерочной жидкости от изменения давления. С этой целью при помощи напорного металлического пикнометра должно быть определено значение плотности поэерочной жидкости при минимальном, ерздкем (номинальном) и максимальном давлениях при номинальной температуре. Используя определенные тахиу. образом значении плотности определят’ по ним в соответствии с п. G.3.X. численные значения Рп - соответственно текущее и минимальное (или максимальное) давление , Mila.

Сравнивают вычисленный коэффициент давлении со значением коэффициента давления, приведенным в технической документации на поверяемый плотнемор.

Плотномер считается пригодным, если имеет коэффициент давлении, меньший по абсолютной величине указанного в технической документации. Полученное значение коэффициента давления заносят и протокол позерки (Приложение 3).

Примечание: если в технической документации на плотномер указано дна (или более) диапазона изменения давления,для которых задается коэффициент дьнленкя, то следует производить определение коэффициента г. рабочих диапазо

на*.

Страница 16

15

6.3.3. Определение температурного коэффициента производят в следующей последовательности:

заполняют вибрационную трубку плотномера и трубные коммуникации поверочной установки (см. п. 6.3.2) при атмосферном давлении и комнатной температуре поверочной жидкостью, имеющей номинальную плотность, т.е. плотность, соответствующую середине рабочего диапазона измерения поверяемого плотномера;

удаляют пузырьки воздуха из гидравлической системы поверочной установки (см. п. С.3.2);

включают насос « при прокачивании поверочной яллкости через теплообменник создают номинальное давление в гидравлической системе поверочной установки;

изменяя температуру в тормикамере^устанавливают Необходимую заданную температуру поверочной жидкости в рабочем диапазоне со изменения на узле учета нефти. Через каждые 10 °С производят зв-пись установившихся значений температуры в одних и тех же точках как при нагревании жидкости, так и при охлаждении.

По результатам двух измерений температуры (при нагревании к охлаждении) вычисляют среднее значение температуры и заносят s таблицу п. 3.2. Приложения 3. Одновременно фиксируют соответствую дне значениям температуры выходные сигналы плотномера в единицах плотности по п. 6.2.2,и по результатам двух измерений вычисляют средние значения вводных сигналов и занося? их в тьблину п. 3.2 Приложения 3.

По результатам измерения температур; и соответствующе* им выходных сигналов плотнема)*.! вычислит температура* хо.4ффициен> *

р - О И' - ^ it J t"

nt~ ti-tM

U)

Страница 17

16

'де Р Jtc

Я

-    измеренное значение выходного сигнала плотномера э единицах плотности при средней температуре, кг/мэ;

-    наибольшее измеренное значение выходного сигнала плотномера в единицах плотности при минимальной или максимальной температуре, выбранных по п.2.25,кг/м8;

Примечание: пря определении численных значений J^L jO ^

должно быть учтено температурное расширение поъероч-ной жидкости. С этой целью должно быть определено значение плотности поверочной жидкости при минимальной, средней (номинальной) и максимальной температурах при номинальном давлении по формуле 16с приведенной в Приложении 2. Используя определенные таким образом значения плотности,определяют по ним в соответствии с

п. 6.3Л числонные значения А, А .

уу tej vtn

t J bpi - соответственно поверяемые средняя и минимальная (или максимальная) температура , °С.

О пуделяют сред нее значение температурного коэффициента и сравнивают его со значением температурного хо&ффициента, приведенного в технической документации на поверяемый плотномер.

Плотномер считается пригодны??, если имеет температурный ко-9#0Я6КТ, меньтий (по абсолютной величине) указанного в технической документации. Полученное значение заносят в протокол поморки (Приложение 3).

6.4. Определение метрологических характеристик

0.4.1 Приготавливают поверсчиые жидкости по методике, при-веденней в Црмлэжвнки 3. Поверочные жидкости должны обеспечивать лрозеднний поверки плотномера в трех точках (минимальной, средней и максимальноД) рабочего диапазона измерения плотности, характерного дгя данного узла учета. С целю экономии времени, затрачиваемо го ни приготовление поверочной жидкости, допускается кспользо-

Страница 18

17

вить поверочные «кдясоста е плотностью, отличающейся of указанно а в п. 2.24 на 1, 10 кг/м* ("-* при измерении минимальной плотности, а %• при максимальной).

6.4.2.    Заполняют вибрационную труб^ плотномера в трубные комцукякацки поверочной установка (с*. я.6.3.2) орк атмосферном давлении а комнатной температуре поверочной жидкостью, кмеюцей плотность, соответствующую мннияальноцу значению плотности рабочего диапазона изменения плотности поверяемого плотномера.

6.4.3.    При работающем насосе устанавливают номинальные значения давления! к температуры рабочего диапазона изменения давления к температуры на узле учета нефти.

При установившихся значениях давления в температуры осуществляют измерение плотности вибрационным плотномером при номинальной

\

скорости движения жидкости, т.е. при средней скорости движения жидкости на узле учета нефти, выбранной яэ диапазона скоростей, приведенных в паспорте на плотномер.

Определяют при помощи металлического напорного пикнометра (или расчетным путем,см. (16), Приложение 2) плотность пове рочной жидкости при давлении и температуре ее в гидравлической системе установки.

Результаты измерений заносят в цютокол поверки (Приложение 3).

6.4.4.    Сливают ка гидравлической системы поверочной установки поверяецую жидкость.

6.4.5.    Заполняют вибрационную трубку, трубные коммуникации поверочной установки (см. п. 6.3.2) при атмосферном давлении и комнатной температуре поверочной жидкостью, имеющей плотность, соответствующую номинально^ значению плотности рабочего диапазона изменения плотности поверяемого плотномера.

6.4.6.    Выполняют операции по п. 6.4.3,, 6.4.4,

Страница 19

18

6.4.7.    Заполнят вяй^шфоннув трубку плотномера, трубные ком-цумяхш^ поверочной установки (см. п. 6.3.2) при атмосферном давлении и комнатной температуре поверочной липкостью, имеющей плотность, соответствующую максимальному значению плотности рабочего диапазона измерения поверяемого плотномера.

6.4.8.    Выполняют операции по п. 6.4.3., 6.4.4.

6.4.9.    Определяют относительные погрешности плотномера в наядой из трех точек диапазона сравнением плотности поверочной жяд-костя, измеренной при иомощя пикнометра, я nqx&SAiiaP плотномер*

со выражению    ,

Д0=     Ю0%    ,    (3)

*/С

где ,рс - значение плотности измеренное плотномером, кг/мэ;

- значение плотности, измеренное при помощи металлического пикнометра, кг/мэ.

6.4.10.    За погрешность плотномера принимают максимальное значение относительной погрешности по результатам измерения плотности в трех точхах рабочего диапазона. К полученному значению добавляют относительную погрешность измерения плотности пикномет

ром.

6.4.11.    При номинальной температуре и значении плотности поверочной жидкости, соответствующих середине рабочего диапазона плотномера, изменяют давление от минимального до максимального в рабочем диапазоне изменения давления на узле учета нефти.

6.4.12.    Определяют относительную погрешность от изменения

паяланиа ПО фООМУЯАМ

А„--&

г**Л.

- значения плотности, измеренные плотномером и пикнометром соответственно, при номинальных давлении и температуре, кг/м3;

Страница 20

19

- наибольшее из значений плотности, измеренное плотномером ■ пикнометром соответственно, при изменении давления до минимального (или максимального) значения, кг/м3.

К полученному значению добавляют относительную погреа-

где ^    -    коэффициент сжимаемости жидкости;

дР - разность давлений максимального (минимального) и номинального.

6.4.13.    При номинальном давлении и значении плотности поверочной жидкости, соответствующей середине рабочего диапазона плотности, изменяют температуру от минимальной до максимальной в рабочем диапазоне изменения температуры на узле учета нефти.

6.4.14.    Определяют относительную погрешность от изменения

температуры по формуле:    f    #

. (fit*    **    (    ih    )    inn0/

As    --T-~-100/0)    (7)

C    ,    tn

где    -    значения    плотности,    измеренные    плотномером    и

четным путем по формуле:

(5)

где Д(АР}аА~ погрешности измерителей давления и сжимаемости соответственно.

пиююметром соответственно, при номинальны* дал* лемии и температуре, кг/мЛ;