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:

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,

D_о - результат измерений плотности рабочим эталоном, приведенный по температуре и давлению к условиям измерения поверяемого плотномера по формуле 2, кг/м³.

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 ±Δ_д 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

Приложение 3

Расчет допускаемой абсолютной погрешности преобразователя плотности 7840

Допускаемая абсолютная погрешность преобразователя в конце межповерочного интервала вычисляется по формуле:

где Δ_рэ - допускаемая абсолютная погрешность рабочего эталона, кг/м³;

Δ - основная абсолютная погрешность поверяемого преобразователя, кг/м³;

Δ = 0,35 кг/м³;

Δ_t - дополнительная абсолютная погрешность поверяемого преобразователя от температуры нефти, кг/м³; Δ_t = 0,05(t - 20);

Δ_р - дополнительная абсолютная погрешность поверяемого преобразователя от давления нефти, кг/м³; Δ_р = 0,06Р;

Δ_Т - 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.

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