ГОСУдАРСТВЕнный комитет СССР по СТАНДАРТАМ
Всесоюзный ордена
Трудового Красного Знамени
научно-исследовательский институт физико-технических и
радиотехнических измерений
Казанский филиал
Утверждаю
Зам. директора
по научной работе
_________________ М.С. Немиров
«_13_»__августа___ 1984 г.
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
ПРЕОБРАЗОВАТЕЛИ РАСХОДА ТУРБИННЫЕ РАБОЧИЕ
Методика поверки
МИ 584-84
Казань - 1984
Казанским филиалом Всесоюзного ордена Трудового Красного Знамени научно-исследовательского института физико-технических и радиотехнических измерений (КФ ВНИИФТРИ) Госстандарта |
|
исполнители |
И.А. Мусин, В.Д. Куликов, С.Н. Вишняков, Д.А. Агафонов |
РАЗРАБОТАНЫ |
Всесоюзным производственным объединением «Союзнефтеавтоматика» |
исполнители |
М.А. Слепян, А.С. Апракин, А.Ш. Фатхутдинов, С.М. Михайлов, А.К. Шаронов, Л.В. Аблина |
РАЗРАБОТАНЫ |
Всесоюзным научно-исследовательским институтом по сбору, подготовке и транспорту нефти и нефтепродуктов (ВНИИСПТнефть) |
исполнители |
В.Г. Володин, Н.М. Черкасов |
РАЗРАБОТАНЫ |
Специализированным управлением пусконаладочных работ на правах треста (СУППР) Главтранснефти |
исполнители |
В.Б. Бельзецкий, Е.М. Сементовская, А.А. Морозова |
РАЗРАБОТАНЫ |
Черноморским управлением магистральных нефтепроводов |
исполнители |
Г.Г. Сокол, В.А. Ижогин |
утверждены |
Казанским филиалом Всесоюзного ордена Трудового Красного Знамени научно-исследовательским институтом физико-технических и радиотехнических измерений (КФ ВНИИФТРИ) Госстандарта 13 августа 1984 года. Срок введения установлен с 1 сентября 1984 года. |
Настоящие методические указания распространяются на турбинные преобразователи расхода (ТПР) фирмы «Tokico», входящие в автоматизированную систему налива танкеров и учета нефтегрузов на н/б Шесхарис, принадлежащую Черноморскому управлению магистральных нефтепроводов, г. Новороссийск и устанавливают методику их поверки при эксплуатации и после ремонта.
При проведении поверки должны выполняться следующие операции:
1.3. Определение метрологических характеристик (п. 5.3.)
При проведении поверки должны применяться средства измерения, входящие в комплект поставки автоматизированной системы танкеров и учета нефтегрузов.
2.1. Цифровые термометры типа VN4F 02S207 A3 фирмы изготовителя AOIP с датчиками - платиновые термометры сопротивления серии 78 с пределами измерений от 0 до 100 °С, с ценой деления 0,2 °С.
2.2. Цифровые измерители давления типа VN4F 02Д161 В3 фирмы изготовителя AOIP с датчиками типа 4-369-0003 фирмы Bell and Ho ell Ltd с пределами измерений от 0 до 0,7 МПа класса точности 0,4.
2.3. Трубопоршневая поверочная установка (в дальнейшем ТПУ) фирмы М. and J. Valve Co Ltd.
2.4. Измерители временных интервалов, с погрешностью ±0,001 %.
2.5. Электронные счетчики импульсов с погрешностью ±1 импульс 2 шт.
2.6. Допускается применение других средств поверки с аналогичными или лучшими метрологическими характеристиками.
2.7. Все средства измерений должны быть поверены (аттестованы) органами Государственной метрологической службы и иметь действующие свидетельства о поверке (аттестации) или оттиски поверительных клейм.
При проведении поверки должны соблюдаться следующие условия:
3.1. Температура окружающей среды - от -20 до +50 °С.
3.2. Поверочная жидкость - нефть и нефтепродукты с температурой от +5 до +50 °С.
3.3. Давление поверочной жидкости на выходе преобразователей не должно иметь значение, исключающее образование свободного газа.
3.4. Изменение вязкости нефти от установленного значения в процессе поверки не должно превышать ±10×10-6 м2/с (±10 сот).
3.5. Измерение расхода за время всех измерений в одной точке расхода не должно превышать ±2,5 % от установленного значения.
3.6. Поверка производится на месте эксплуатации ТПР.
Перед проведением поверки должны быть выполнены следующие подготовительные работы:
4.1. Проверка комплектности, маркировки и правильности монтажа средств измерений и аттестуемого преобразователя расхода в соответствии с паспортами и требованиями инструкций (руководств) по монтажу и эксплуатации.
4.2. Проверка наличия действующих свидетельств о поверке (аттестации) средств измерений или оттисков поверительных клейм.
4.3. Заполнение ТПУ поверочной жидкостью.
4.4. Проверка отсутствия утечек жидкости на фланговых соединениях и в разгрузочной камере шарового поршня (не должно наблюдаться капель).
4.5. Удаление воздуха из ТПУ согласно п. 4.9 МИ 582-84.
4.6. Проверка на герметичность поверяемого преобразователя (в местах соединений не должно быть капель жидкости).
4.7. Проверить на герметичность задвижки участвующие в поверочной схеме согласно действующей инструкции.
5.1. Внешний осмотр
При проведении внешнего осмотра должно быть установлено соответствие поверяемого преобразователя расхода следующим требованиям:
- комплектность должна соответствовать паспортным данным;
- на преобразователе расходов не должно быть механических повреждений и дефектов покрытий, ухудшающих его внешний вид и препятствующих его применению;
- маркировка преобразователя расхода должна соответствовать требованиям технической документации.
5.2. Опробование
5.2.1. Опробовать ТПУ в соответствии с эксплуатационной документацией.
5.2.2. Опробовать поверяемый преобразователь путем поверки поступления сигналов с помощью осциллографа. Сигнал должен иметь прямоугольную форму, отсутствие помех.
5.2.3. Проверить стабильность температуры нефти. Температуру нефти считают стабильной, если за один пропуск шарового поршня в ТПУ (в двунаправленных ТПУ - в прямом и обратном направлениях) изменение показаний термометров, установленных у преобразователя и на ТПУ, не превышает ±0,2 °С.
5.2.4. Произвести отбор пробы нефти по ГОСТ 2517-80, определить кинематическую вязкость по ГОСТ 33-82 при рабочей температуре и результат занести в протокол (обязательное приложение 1).
5.3. Определение метрологических характеристик
5.3.1. При поверке преобразователя расхода произвести измерения при значениях расхода, указанных в таблице обязательного приложения 2.
5.3.2. При каждом установленном расходе количество измерений должно быть n ³ 11 в сумме по двум парам детекторов.
5.3.3. При каждом установленном расходе при измерениях следить за выполнением п. 3.5.
5.3.4. Показания электронных счетчиков измерителей временных интервалов, цифровых термометров и измерителей давления занести в протокол (приложение 1).
6.1. Проанализировать результаты, вызывающие сомнение в отношении соответствия их закономерному ряду, и выявить грубые погрешности по методу, приведенному в гост 11.002-73, раздел 2, при a = 0,05.
6.2. Вычислить значение коэффициента преобразования для каждого измерения в выборке
где Ni - количество импульсов, накопленное за i-ое измерение;
Vk - объему калиброванного участка ТПУ, приведенный к условиям поверки, м3.
Vk = V201-3 × Ktж × Kpп× Kpу × Ktу (2)
где V201-3 - объем калиброванного участка ТПУ по детекторам 1 - 3 (берется из свидетельства об аттестации или поверки ТПУ);
Ktж - поправочный коэффициент, учитывающий влияние разности температур поверочной жидкости у преобразователя и с ТПУ на изменение объема;
Kpп - поправочный коэффициент, учитывающий влияние разности значений давления поверочной жидкости в преобразователе и в ТПУ изменение объема;
Kpу, Ktу - определяется в соответствии с МИ ?84.
6.3. Формула для вычисления поправочных коэффициентов
где
-
коэффициент объемного расширения рабочей жидкости;
tп - температура поверочной жидкости у преобразователя (берется из распечатки в части ежеминутного сканирования в графе «темр»;
- средняя температура поверочной жидкости в ТПУ;
rt - плотность поверочной жидкости при текущей температуре (берется из распечатки ежеминутного сканирования в графе «Densiti»);
a = 1,3164372 ´ 10-3r20 - 1,8248649 ´ 10-3
где r20 = rt - a(20 - tу) - плотность поверочной жидкости при 20 °С
где PТПУ, РТПР - давление поверочной жидкости в ТПУ и в ТПР соответственно;
F - коэффициент сжимаемости поверочной жидкости.
Примечание: до утверждения НТД для оценки коэффициента сжимаемости нефти F принимается = 0.
6.4. Определить среднее значение коэффициента
преобразования в установленной точке расхода
6.5. Определить относительную основную погрешность ТПР в установленной точке расхода DТПР
где DТПУ - относительная основная погрешность ТПУ (берется из свидетельства об аттестации или поверке);
D°ТПР - случайная составляющая погрешности определения коэффициента преобразования.
где tpi(n - 1) - коэффициент Стьюдента для (n - 1) измерений при интервале доверительной вероятности Р = 0,95.
h - 1,2 - коэффициент запаса по основной погрешности.
6.6. Работы по пп. 5.3.1 - 5.3.4, 6.1 - 6.3 одновременно проводить и для пары детекторов 2 - 4.
6.7. Определить коэффициент преобразования в диапазоне расхода
где А1, …, Аn - весовые коэффициенты участия каждой точки расхода в общем времени погрузки в процентах (определены по типовому графику погрузки танкеров для каждого причала), таблица обязательного приложения 3.
6.8. Определить погрешность преобразователя в диапазоне расхода.
6.9. Результаты поверки считать положительными, если DТПР £ 0,15 %.
7.1. Результаты поверки оформляют протоколом (обязательное приложение 1), который является неотъемлемой частью свидетельства.
7.2. При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке установленной Госстандартом формы № 80, на лицевой стороне которого записывают, что преобразователь на основании результатов государственной поверки признан годным и допущен к применению в качестве рабочего с фактическим значением погрешности в рабочем диапазоне расходов. В графе «пределы измерений» указывают рабочий диапазон расходов поверенного преобразователя. На обратной стороне указывают значения расходов, при которых производили поверку и соответствующие им значения коэффициентов преобразования и погрешностей по точкам расхода и в диапазоне. В формуляре на преобразователь записывают, что он допускается к применению с фактическим значением погрешности в диапазоне расходов.
Записывают фамилию и ставят подпись поверителя, скрепленную оттиском поверительного клейма.
7.3. При отрицательных результатах поверки преобразователь к применению не допускается. В формуляре производят запись о непригодности преобразователя к эксплуатации, а оттиск поверительного клейма гасят.
(рекомендуемое)
Тип ____________ Dу, мм ______ Зав. номер ________ Дата выпуска ____________ Вязкость нефти, м2/с×10-6 _____________
Температура окружающего воздуха, °С _______ Место проведения поверки ___________________________________
|
D1, мм |
S1, мм |
Е1, МПа |
М |
a, 1/°С |
b, 1/°С |
F, Мпа-1 |
DТПУ, % |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ПРОТОКОЛ № _______________________
Результаты определения метрологических характеристик ТПР зав. номер ____________________ по ТПУ
Расход, м3/ч |
Температура |
Давление |
Поправочные коэффициенты |
Приведенный объем |
||||||||
нефти у преобразователя, °С |
нефти у ТПУ, °С |
стенки ТПУ, °С |
в ТПУ, МПа |
у преобразователя, МПа |
Крк |
КtМ |
К1ty |
Кру |
V1-3, м3 |
V2-4, м3 |
||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
продолжение протокола №
Коэффициент преобразования |
Ктр |
Кi - Ктр |
(Кi - Ктр)2 |
D0ТР |
DТПУ |
КД |
DД |
Di |
Примечание |
|||
N1-3 |
N2-4 |
К1-3 |
К2-4 |
|||||||||
14 |
15 |
16 |
17 |
18 |
19 |
20 |
21 |
22 |
23 |
24 |
25 |
26 |
Подпись лица, проводившего поверку ___________________
Дата _____________________ г.