Крупнейшая бесплатная информационно-справочная система онлайн доступа к полному собранию технических нормативно-правовых актов РФ. Огромная база технических нормативов (более 150 тысяч документов) и полное собрание национальных стандартов, аутентичное официальной базе Госстандарта. GOSTRF.com - это более 1 Терабайта бесплатной технической информации для всех пользователей интернета. Все электронные копии представленных здесь документов могут распространяться без каких-либо ограничений. Поощряется распространение информации с этого сайта на любых других ресурсах. Каждый человек имеет право на неограниченный доступ к этим документам! Каждый человек имеет право на знание требований, изложенных в данных нормативно-правовых актах!

  


|| ЮРИДИЧЕСКИЕ КОНСУЛЬТАЦИИ || НОВОСТИ ДЛЯ ДЕЛОВЫХ ЛЮДЕЙ ||
Поиск документов в информационно-справочной системе:
 

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

РАЗРАБОТАНЫ

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.

1. Операции поверки

При проведении поверки должны выполняться следующие операции:

1.1. Внешний осмотр (п. 5.1)

1.2. Опробование (п. 5.2)

1.3. Определение метрологических характеристик (п. 5.3.)

2. Средства поверки

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.

3. Условия поверки

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.

4. Подготовка к поверке

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. Проведение поверки

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. Обработка результатов измерений

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

                                                               (1)

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

Ktж = 1 + bж(tп - tу)                                                   (3)

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

Крж = 1 + F(PТПУ - РТПР)                                                (4)

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

                                                          (5)

6.5. Определить относительную основную погрешность ТПР в установленной точке расхода DТПР

DТПР = hDТПУ + hТПР                                                 (6)

где DТПУ - относительная основная погрешность ТПУ (берется из свидетельства об аттестации или поверке);

D°ТПР - случайная составляющая погрешности определения коэффициента преобразования.

                              (7)

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

                                           (8)

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.

                                            (9)

6.9. Результаты поверки считать положительными, если DТПР £ 0,15 %.

7. Оформление результатов поверки

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.


Приложение 1

(рекомендуемое)

ПРОТОКОЛ № ______________
поверки рабочего турбинного преобразователя расхода

Тип ____________ Dу, мм ______ Зав. номер ________ Дата выпуска ____________ Вязкость нефти, м2×10-6 _____________

Температура окружающего воздуха, °С _______ Место проведения поверки ___________________________________

Тип ТПУ

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

пп

Расход, м3

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 №

Количество импульсов

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.


 






ГОСТЫ, СТРОИТЕЛЬНЫЕ и ТЕХНИЧЕСКИЕ НОРМАТИВЫ.
Некоммерческая онлайн система, содержащая все Российские Госты, национальные Стандарты и нормативы.
В Системе содержится более 150000 файлов нормативно-технической документации, действующей на территории РФ.
Система предназначена для широкого круга инженерно-технических специалистов.

Рейтинг@Mail.ru Яндекс цитирования

Copyright © www.gostrf.com, 2008 - 2016