3

РЕКОМЕНДАЦИЯ

УЗЕЛ УЧЕТА НЕФТИ С ТУРБИННЫМИ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЯМИ РАСХОДА Методика определения суммарной погрешности

ВВОДИТСЯ ВЗАМЕН

МИ 312-83 Суммарная погрешность автоматизированных узлов учета нефти с турбинными счетчиками.

Дата введения 01.11.1995

Настоящая рекомендация устанавливает методику определения суммарной погрешности всех типов узлов учета нефти (УУН), в том числе измерительных систем учета нефти (ИС), оснащенных следующими средствами измерений (СИ):

-    турбинными преобразователями расхода (ТПР);

-    датчиками плотности, влагосодержания, солесодержания, температуры, давления;

-    центральным блоком обработки и индикации данных (ЦБОИ).

При определении суммарной погрешности значения всех ее составляющих берутся из сертификатов об утверждении типа, свидетельств о метрологической аттестации (МА) или поверке СИ, входящих в состав УУН.

1.ОПРЕДЕЛЕНИЕ СУММАРНОЙ ПОГРЕШНОСТИ УУН

1.1.Определение суммарной относительной погрешности Zig УУН при измерении массы брутто нефти.

УУН оснащен п параллельно включенными ТПР, датчиками плотности, температуры, давления, ЦБОИ.

Относительная погрешность Дд рассчитывается по формуле

= ± 1

,1 \

ЮО)¹* + д

NB

( 1 )

где

-    наибольшее из значений относительных погрешностей ТПР, входящих в состав УУН, %;

-    абсолютная погрешность датчика плотности, т/м*¹;

-    наименьшее значение плотности нефти, траспортируемой через УУН, т/м^;

-    относительная погрешность ЦБОИ при вычислении массы брутто нефти, %;

4

В случае, когда разность среднесменных значений температуры нефти, проходящей через ТПР и датчик плотности, не превышает 0,5°С и приведение значения плотности к условиям измерения объема не производится, под корнем в формуле (1) добавляется составляющаа (Р * 0,5 * ЮО)².

1.2.Определение суммарной относительной погрешности Д_н УУН при измерении массы нетто нефти.

УУН оснащен п параллельно включенными ТПР, датчиками плотности, температуры, давления, влагосодержания, солесодержания, ЦБОИ.

Относительная погрешность Д_н рассчитывается по формуле

Д„ = ± 1,1 1 /V + (£ *    *    ¹⁰⁰)² + (Р *    *    ¹⁰⁰)^{2 +}

2    ^L—p

+ + ---

[й_р² + (j>_B * a_w * ю ²)² + (ю ⁶ * л₅)²] * юо²

,( 2 )

Д

Д

S

Nh "

плотность воды, т/м³;

значение влагосодержания нефти, % объемных; значение солесодержания нефти, мг/л;

абсолютная погрешность измерения содержания воды, % объемных;

абсолютная погрешность измерения содержания солей, мг/л; относительная погрешность ЦБОИ при вычислении массы нетто нефти, %.

В случае, когда разность среднесменных значений температуры нефти, проходящей через ТПР и датчик плотности, не превышает 0,5°С и приведение значения плотности к условиям измерения объема не производится, под корнем в формуле (2) добавляется составляющая (J5 * 0,5 * 100)^.

Примечания: 1.Составляющей погрешности измерения содержания солей можно пренебречь, если S ^ 300 мг/л, т.е. для I и II групп нефти по ГОСТ 9965-76).Для III группы нефти по ГОСТ 9965-76 учет этой составляющей погрешности обязателен.

2.Составляющей погрешности определения массовой доли механических примесей пренебрегаем.

1.3.Положительным результатом считать:

4 0,25 % ,

Д_н ^ 0,35 % ♦

Примечание. В случае отсутствия датчиков влагосодержания и солесодержания в формуле (2) составляющие погрешности измерения этих физических величин должны быть опущены .