Государственный
научный метрологический центр
Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии
(ГНМЦ
- ВНИИР)
Госстандарта России
РЕКОМЕНДАЦИЯ
ГОСУДАРСТВЕННАЯ
СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЕДИНСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
ПОТОЧНЫЕ ВИБРАЦИОННЫЕ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛИ ПЛОТНОСТИ
МЕТОДИКА ПОВЕРКИ НА МЕСТЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ.
МИ
2403-95
Казань
- 1995
Настоящая рекомендация распространяется на поточные
вибрационные преобразователи плотности жидкости (в дальнейшем - ПП), входящие в
состав узлов учета товарной нефти и устанавливает методику их первичной и
периодической поверки на месте эксплуатации с использованием в качестве средств
поверки автоматических плотномеров.
Допускается по настоящей методике проводить поверку
преобразователей плотности в комплекте со специализированными контроллерами,
преобразующими выходной сигнал ПП в значение плотности.
Межповерочный интервал - 1 год.
1
ОПЕРАЦИИ ПОВЕРКИ
При проведении поверки выполняют следующие операции:
- внешний осмотр (п. 7.1);
- опробование (п. 7.2);
- определение абсолютной погрешности (п. 7.3).
2
СРЕДСТВА ПОВЕРКИ
2.1 При проведении поверки применяют следующие средства
поверки:
2.1.1 Автоматический плотномер-рабочий эталон (РЭ) плотности
1-го разряда по ГОСТ
8.024 с диапазоном измерений от 700 до 1000 кг/м3 и пределами
абсолютной погрешности ±0,1 кг/м3, оснащенный цифровым термометром с
диапазоном измерений от 0 до 50 °С и пределами абсолютной погрешности ±0,1 °С
(например, типа МДП, МДЛ-1);
2.1.2 Вычислительное устройство (ПЭВМ или специализированный
контроллер, преобразующий выходной сигнал ПП в значение плотности) или
частотомер типа Ч3-38 по ГОСТ
7590 с диапазоном измерений от 100 до 2000 Гц;.
2.1.3 Термометры жидкостные стеклянные типа А с ценой
деления 0,1 °С и диапазоном измерений от 0 до 50 °С по ГОСТ
28498;
2.1.4 Манометр класса точности 0,6, с диапазоном измерений
от 0 до 6 МПа.
2.1.5 Промывочные жидкости:
- нефрас - С 50/170 по ГОСТ 8505,
- толуол.
2.1.6 Салфетки льняные
2.2 Допускается применять другие средства поверки,
удовлетворяющие по характеристикам требованиям настоящей рекомендации.
2.3 Средства измерений, используемые при поверке, должны
иметь свидетельства или клейма о поверке.
3
ТРЕБОВАНИЯ К КВАЛИФИКАЦИИ ПОВЕРИТЕЛЕЙ
К выполнению измерений при поверке допускаются лица, изучившие
инструкции по эксплуатации поверяемого ПП и средств поверки, настоящую
рекомендацию и имеющие удостоверение поверителя.
4
ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ
4.1 При проведении поверки выполняют требования:
- правил
техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей,
утвержденных Госэлектронадзором СССР;
- правил устройства и безопасности сосудов, работающих под
давлением, утвержденных Госгортехнадзором СССР;
- правил безопасности, изложенных в эксплуатационной
документации на применяемые средства измерений и вспомогательное оборудование;
- правил безопасности, регламентирующих работу на данном
технологическом объекте (на узле учета нефти и в операторной).
5 УСЛОВИЯ ПОВЕРКИ
При проведении поверки соблюдают следующие условия:
- температура воздуха в блоке качества (место установки РЭ
плотности) ,°С
|
от 5 до 40
|
- температура воздуха в помещении для контроллера РЭ и вычислительного
устройства, С;
|
от 15 до 35
|
- температура нефти в трубопроводе, °С;
|
от 0 до 50
|
- давление нефти в трубопроводе, МПа;
|
до 4
|
- напряжение питания, В
|
220 с допускаемым отклонением от
-15 % до +10 % и частотой 50 Гц;
|
- освещенность в помещениях при поверке, не менее, лк;
|
250
|
- разность температуры нефти и окружающего воздуха в блоке
качества, не более, °С
|
10
|
- относительная влажность, не более, %
|
80
|
- изменения режима и параметров нефти в процессе измерений
при поверке, не более,
|
|
плотности, кг/м3
|
0,1 в течение 5 мин
|
температуры, °С
|
0,1 в течение 5 мин
|
давления, МПа
|
0,05 в течен. 5 мин
|
- вибрация в блоке качества
|
в соответствии с инструкцией по
эксплуатации РЭ
|
6
ПОДГОТОВКА К ПОВЕРКЕ
6.1 Проверяют работоспособность и осуществляют контроль
характеристик РЭ в соответствии с инструкцией по эксплуатации и с учетом
особенностей применяемых средств поверки. (Приложение 1).
7
ПРОВЕДЕНИЕ ПОВЕРКИ
7.1 Внешний осмотр
7.1.1 Устанавливают соответствие ПП по комплектности и
внешнему виду требованиям эксплуатационной документации, правильность монтажа и
отсутствие механических повреждений.
7.1.2 Проверяют наличие сертификата градуировки поверяемого
плотномера и соответствие введенных в память контроллера коэффициентов
значениям, приведенным в сертификате или в свидетельстве о поверке.
7.2 Опробование
При опробовании преобразователя проверяют исправность
электрической схемы и общее функционирование согласно инструкции по
эксплуатации.
7.2 Определение абсолютной погрешности
7.2.1 Определение абсолютной погрешности преобразователя
плотности производится при одновременном измерении плотности нефти поверяемым и
эталонным средствами при значениях температуры и давлении нефти в рабочем
диапазоне их изменений.
7.2.2 Измерение плотности, температуры и давления нефти
производится в следующем порядке.
Устанавливается расход нефти в блоке качества в пределах от
0,5 до 1 м3/ч. При достижении условий п. 5, производят измерения плотности поверяемым и эталонным
средствами, а также температуры и давления нефти.
7.2.3 При отсутствии вычислительного устройства выходной
сигнал ПП измеряют частотомером и по формулам, приведенным в сертификате на
преобразователь плотности, вычисляют плотность.
7.2.4 Результаты записывают в протокол по форме, указанной в
приложении 2.
7.2.5 Определение абсолютной погрешности поверяемого
плотномера выполняют три раза.
8
ОБРАБОТКА РЕЗУЛЬТАТОВ ИЗМЕРЕНИЙ
8.1 Абсолютную погрешность
плотномера определяют по формуле
где ρ - результат измерений
плотности ПП, кг/м3,
Dо - результат
измерений плотности рабочим эталоном, приведенный по температуре и давлению к
условиям измерения поверяемого плотномера по формуле 2, кг/м3.
Dо = ρ0[1 + (β + C)(t0 - 1) + γ(P - P0)],
|
(2)
|
где ρ0 -
результат измерений плотности рабочим эталоном, кг/м3;
β - коэффициент объемного расширения нефти при
температуре t0 (табл. 1 приложения 2 МИ
2153), °С-1;
С = +23∙10-6 при t0
выше 20 °C,
С = - 23∙10-6 при t0
ниже 20 °С,
С = 0 при t0 = 20 °С,
γ - коэффициент сжимаемости нефти (табл. 2 приложения 2
МИ
2153), МПа-1;
t0 и t - температура нефти в РЭ и
поверяемом плотномере соответственно, °С;
Р0 и Р - давление нефти в РЭ и
поверяемом плотномере соответственно, МПа.
8.2 Вычисления по формулам (1),
(2) могут производиться в вычислительном
устройстве РЭ.
8.3 Значение абсолютной погрешности, вычисленное по формуле
(1), не должно превышать ±0,3 кг/м3
для преобразователей типа 7830, 7835 и не более ±Δд кг/м3
для преобразователей типа 7840 (Вычисляется по приложению 3).
Если абсолютная погрешность превышает указанные пределы, то
преобразователь градуируют по методике, приведенной в приложении 4.
9
ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ПОВЕРКИ
9.1 При положительных результатах поверки плотномер признают
годным к применению и на него выдают свидетельство о поверке установленной
формы по ПР
50.2.006.
9.2 При отрицательных результатах поверки плотномер к
применению не допускают, свидетельство аннулируют, и выдают извещение о
непригодности с указанием причин по ПР
50.2.006.
Приложение
1
Особенности подготовки и работы с РЭ типа МДП и МДЛ-1.
1 Подготовка МДП
1.1 Проверяют горизонтальность положения МДП, при
необходимости регулируют.
1.2 Промывают измерительную камеру и поплавок растворителем
и толуолом.
1.3 Включают контроллер и запускают рабочую программу
автоматической поверки на персональном компьютере.
1.4 Открывают вентили и краны на подводящих линиях и
организуют поток нефти через теплообменную рубашку до стабилизации температуры
в измерительной камере МДП.
1.5 Устанавливают поплавок в измерительную камеру МДП.
2 Подготовка МДЛ-1
2.1 Промывают измерительную камеру и поплавок бензином и
толуолом.
2.2 Устанавливают поплавок в измерительную камеру МДЛ-1.
2.3 Гибкими рукавами присоединяют датчик МДЛ-1 к
технологической линии последовательно с поверяемым плотномером.
3 Работа с МДП:
3.1 Открывают входной и выходной краны измерительной камеры.
3.2 После завершения проверки стабильности режима и
параметров нефти закрывают входной и выходной краны измерительной камеры.
3.3 Остальные операции поверки выполняются в автоматическом
режиме с выдачей протокола поверки.
4 Работа с МДЛ-1:
4.1 Открывают входной и выходной краны датчика МДЛ-1 для
организации потока нефти через измерительную камеру и отбора представительной
пробы нефти.
4.2 Через 10 - 20 минут, после стабилизации температуры
корпуса измерительной камеры, закрывают краны и отсоединяют датчик. За 5 минут
до отбора пробы фиксируют показания поверяемого плотномера, приведенные к
единым условиям, а также температуру и давление нефти. Требования к
стабильности в соответствии с п. 5. За
результаты измерений поверяемым плотномером принимают значение плотности,
определенное как среднее арифметическое показаний плотномера за последнюю
минуту.
4.3 Переносят датчик в помещение и подключают кабелем к контроллеру.
Вращая ножки, устанавливают датчик по ампуле уровня в горизонтальное положение.
4.4 Проводят измерение плотности, температуры и давления
отобранной пробы нефти.
Приложение
2
Протокол поверки
Средство измерений (наименование,
тип) ______________________________________
Тип, заводской номер, год выпуска
____________________________________________
Владелец
__________________________________________________________________
Результаты измерений
Определение абсолютной
погрешности.
№
|
Результат измерений поверяемым плотномером
|
Результат измерений РЭ
|
Погрешность абсолютная
|
Т, мкс
|
ρ, кг/м3
|
t, °С
|
Р, МПа
|
ρ0, кг/м3
|
t0, °С
|
Р0, МПа
|
Dо, кг/м3
|
Δ, кг/м3
|
1
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Вывод:
Подпись лица, проводившего
поверку
|
Дата
поверки
|
_______________ /Фамилия, И.О./
|
«___»
____________ 199__ г.
|
|
Приложение
3
Расчет допускаемой абсолютной погрешности
преобразователя плотности 7840
Допускаемая абсолютная
погрешность преобразователя в конце межповерочного интервала вычисляется по
формуле:
где Δрэ -
допускаемая абсолютная погрешность рабочего эталона, кг/м3;
Δ - основная абсолютная погрешность поверяемого
преобразователя, кг/м3;
Δ = 0,35 кг/м3;
Δt - дополнительная абсолютная погрешность
поверяемого преобразователя от температуры нефти, кг/м3; Δt
= 0,05(t - 20);
Δр - дополнительная абсолютная погрешность поверяемого
преобразователя от давления нефти, кг/м3; Δр = 0,06Р;
ΔТ - долгосрочная стабильность в
межповерочном интервале 1 год, кг/м3;
t - температура нефти при поверке, °С;
Р - давление нефти при поверке, МПа.
Допускаемая абсолютная
погрешность преобразователя в начале межповерочного интервала вычисляется по
формуле:
Приложение
4
Методика градуировки преобразователей плотности в
условиях эксплуатации
1 Вычисляют среднюю погрешность преобразователя
по трем результатам измерений при поверке.
Δср
= (Δ1 + Δ2 +Δ3)/3
|
(1)
|
2 Новое значение коэффициента К0 определяют по формуле:
3 Определяют 2 раза абсолютную погрешность преобразователя с
новым коэффициента К0 в соответствии с п. 7.2
настоящей методики.
СОДЕРЖАНИЕ
1 Операции поверки. 1
2 Средства поверки. 1
3 Требования к квалификации поверителей. 2
4 Требования безопасности. 2
5 Условия поверки. 2
6 Подготовка к поверке. 2
7 Проведение поверки. 2
8 Обработка результатов измерений. 3
9 Оформление результатов поверки. 3
Приложение 1. Особенности
подготовки и работы с РЭ типа МДП и МДЛ-1. 4
Приложение 2. Протокол
поверки. 4
Приложение 3. Расчет
допускаемой абсолютной погрешности преобразователя плотности 7840. 5
Приложение 4. Методика
градуировки преобразователей плотности в условиях эксплуатации. 5
|