Задачи, основные принципы и правила проведения работ по государственной стандартизации в Российской Федерации установлены «Государственная система стандартизации Российской Федерации. Основные положения» и «Государственная система стандартизации Российской Федерации. Порядок разработки государственных стандартов» Сведения о стандарте 1 РАЗРАБОТАН Федеральным государственным унитарным предприятием Всероссийским научно-исследовательским институтом расходометрии Государственным научным метрологическим центром (ФГУП ВНИИР-ГНМЦ) 2 ВНЕСЕН Управлением метрологии и госнадзора 3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 7 декабря 2004 г.

Классификатор государственных стандартов-api 2540 руководство по нефтяным измерительным.

№ 99-ст 4 Настоящий стандарт разработан с учетом требований международных стандартов: ИСО 91-1-92, ИСО 91-2-91, ASTM D 1250-80, API 2540-80 5 ВЗАМЕН ГОСТ Р 8.595-2002 ГОСТ Р 8.595-2004. State system for ensuring the uniformity of measurements.

Mass of petroleum and petroleum products. General requirements for procedures of measurements Дата введения - 2005-11-01 Настоящий стандарт распространяется на методики выполнения измерений (далее - МВИ) массы товарной нефти и нефтепродуктов (далее - продукта) в сферах распространения государственного метрологического контроля и надзора, основанные на: - прямых методах динамических и статических измерений; - косвенных методах динамических и статических измерений; - косвенном методе, основанном на гидростатическом принципе. Настоящий стандарт устанавливает основные требования к МВИ массы продукта, обусловленные особенностями измерений массы продукта. Настоящий стандарт обязателен для применения при разработке МВИ массы продукта, транспортируемого по трубопроводам, в мерах вместимости и мерах полной вместимости. Настоящий стандарт применяют совместно. В настоящем стандарте использованы ссылки на следующие стандарты: Государственная система обеспечения единства измерений. Нормируемые метрологические характеристики средств измерений Государственная система обеспечения единства измерений.

Прямые измерения с многократными наблюдениями. Методы обработки результатов наблюдений. Основные положения Государственная система обеспечения единства измерений.

Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические. Методика поверки Государственная система обеспечения единства измерений. Резервуары стальные вертикальные цилиндрические. Методика поверки Система стандартизации безопасности труда.

Организация обучения безопасности труда. Общие положения Система стандартизации безопасности труда.

Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны ГОСТ 12.4.137-84 Обувь специальная кожаная для защиты от нефти, нефтепродуктов, кислот, щелочей, нетоксичной и взрывоопасной пыли. Технические условия Нефть и нефтепродукты. Методы определения содержания воды Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб Нефть и нефтепродукты.

Методы определения плотности Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей Нефть. Методы определения содержания хлористых солей ГОСТ 27574-87 Костюмы женские для защиты от общих производственных загрязнений и механических воздействий ГОСТ 27575-87 Костюмы мужские для защиты от общих производственных загрязнений и механических воздействий Весы для статического взвешивания. Общие технические требования ГОСТ 30414-96 Весы для взвешивания транспортных средств в движении. Общие технические требования Стандартизация в Российской Федерации. Правила разработки, утверждения, обновления и отмены Стандартизация в Российской Федерации. Стандарты национальные Российской Федерации.

Правила построения, изложения, оформления и обозначения Государственная система стандартизации Российской Федерации. Метрологическая экспертиза проектов государственных стандартов Стандартизация в Российской Федерации. Термины и определения Государственная система обеспечения единства измерений. Методики выполнения измерений Государственная система обеспечения единства измерений. Автоцистерны для жидких нефтепродуктов. Методика поверки Государственная система обеспечения единства измерений. Определение и применение показателей точности методов испытаний нефтепродуктов ГОСТ Р 8.599-2003 Государственная система обеспечения единства измерений.

Плотность и объем нефти. Таблицы коэффициентов пересчета плотности и массы Точность (правильность и прецизионность) методов и результатов измерений. Основные положения и определения Точность (правильность и прецизионность) методов и результатов измерений. Основной метод определения повторяемости и воспроизводимости стандартного метода измерений Точность (правильность и прецизионность) методов и результатов измерений. Промежуточные показатели прецизионности стандартного метода измерений Точность (правильность и прецизионность) методов и результатов измерений. Основной метод определения правильности стандартного метода измерений Точность (правильность и прецизионность) методов и результатов измерений. Альтернативные методы определения прецизионности стандартного метода измерений Точность (правильность и прецизионность) методов и результатов измерений.

Использование значений точности на практике Нефть и нефтепродукты. Метод определения плотности, относительной плотности и плотности в градусах API ареометром (МЭК 60079-0-98) Электрооборудование взрывозащищенное.

Общие требования (МЭК 60079-10-95) Электрооборудование взрывозащищенное. Классификация взрывоопасных зон Нефть.

Общие технические условия Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодно издаваемому информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим ежемесячно издаваемым информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться заменяющим (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

(Измененная редакция. ) В настоящем стандарте использованы следующие термины с соответствующими определениями: 3.1 методика выполнения измерений (МВИ) массы продукта: Совокупность операций и правил, выполнение которых обеспечивает получение результатов измерений массы продукта с установленной погрешностью (неопределенностью). 3.2 погрешность измерений массы продукта: Обобщенная погрешность всех результатов измерений массы продукта при точном выполнении всех требований МВИ. 3.3 мера вместимости: Средство измерений объема продукта, имеющее свидетельство о поверке и утвержденную градуировочную таблицу. 3.4 мера полной вместимости: Средство измерений объема продукта, имеющее свидетельство о поверке и оснащенное указателем уровня наполнения (автоцистерны, прицепы-цистерны, полуприцепы-цистерны). 3.5 прямой метод динамических измерений массы продукта: Метод, основанный на прямых измерениях массы продукта с применением массомеров в трубопроводах.

3.6 прямой метод статических измерений массы продукта: Метод, основанный на прямых измерениях массы продукта статическим взвешиванием или взвешиванием в железнодорожных или автомобильных цистернах и составах в процессе их движения на весах. 3.7 косвенный метод динамических измерений массы продукта: Метод, основанный на измерениях плотности и объема продукта в трубопроводах. 3.8 косвенный метод статических измерений массы продукта: Метод, основанный на измерениях плотности и объема продукта в мерах вместимости (мерах полной вместимости). 3.9 косвенный метод, основанный на гидростатическом принципе: Метод, основанный на измерениях гидростатического давления и уровня продукта в мерах вместимости. 3.10 учетная операция: Операция, проводимая поставщиком и потребителем или сдающей и принимающей сторонами, заключающаяся в определении массы продукта для последующих расчетов, при инвентаризации и арбитраже.

3.11 стандартные условия: Условия, соответствующие температуре продукта 15 °С или 20 °С и избыточному давлению, равному нулю. 3.12 товарная нефть (нефть): Нефть, подготовленная к поставке потребителю в соответствии с требованиями.

3.13 масса брутто товарной нефти: Масса товарной нефти, показатели качества которой соответствуют требованиям. 3.14 масса балласта: Общая масса воды, солей и механических примесей в товарной нефти. 3.15 масса нетто товарной нефти: Разность массы брутто товарной нефти и массы балласта. 4 Методы измерений, реализуемые в МВИ массы продукта 4.1 Для измерений массы продукта, транспортируемого или перекачиваемого по трубопроводам, применяют: - прямой метод динамических измерений; - косвенный метод динамических измерений. Для измерений массы продукта в мерах вместимости и мерах полной вместимости применяют: - прямой метод статических измерений; - косвенный метод статических измерений; - косвенный метод, основанный на гидростатическом принципе. (Измененная редакция.

) 4.2 При прямом методе динамических измерений массу продукта измеряют при помощи массомера и результат измерений массы получают непосредственно. (Измененная редакция. ) 4.3 При косвенном методе динамических измерений массу продукта определяют по результатам следующих измерений в трубопроводе: а) плотности с помощью поточных преобразователей плотности (далее - преобразователь плотности), давления и температуры. При отключении рабочего и отсутствии резервного преобразователя плотности плотность продукта определяют при помощи ареометра в лаборатории по, или лабораторного плотномера в объединенной пробе, составленной из точечных проб, отобранных.

Коэффициенты объемного расширения и сжимаемости продукта определяют в соответствии с МИ 2632 или принимают для нефти по МИ 2153 , для нефтепродуктов по МИ 2823 ; б) объема продукта с помощью преобразователей расхода, давления и температуры или счетчиков жидкости. Результаты измерений плотности и объема продукта приводят к стандартным условиям или результат измерений плотности продукта приводят к условиям измерений его объема. 4.4 При прямом методе статических измерений массу продукта определяют по результатам взвешивания на железнодорожных и автомобильных весах по или ГОСТ 30414 железнодорожных и автомобильных цистерн с продуктом и без него.

Нефтепроводный транспорт Российской федерации является одним из самых крупнейших нефтепроводных транспортов мира. Имея протяженность несколько тысяч километров, он обеспечивает нефтью многие сотни потребителей, к которым относятся крупнейшие предприятия СНГ и Европы. В настоящее время ведется интенсивное строительство ещё одной ветви магистрального нефтепровода (нефтепровод), соединяющего РФ с Китаем и Японией. Огромный объем перекачиваемой нефти требует грамотно организованной системы её учёта. Учет продажи и покупки нефти осуществляется при помощи информационно-измерительных систем ( ИИС) массы и объема энергопродуктов (нефть), расположенных на нефтепроводе в различных его точках, как на стороне поставщика, так и на стороне потребителя. При этом обе стороны заинтересованы в высокоточном измерении количества нефти, так как в противном случае они могут понести значительные материальные потери. Например, при цене нефти 78 долларов за баррель и прокачке 300 миллионов тонн нефти в год экономический эффект от снижения погрешности измерения массы на 0,1% составит 141,3 млн.

Долларов в год. Точность ИИС определяется многими факторами, основными из которых являются - влияние температуры окружающей среды; изменение неизмеряемых параметров нефти, таких как, наличие газов, воды, механических примесей, растворенных парафинов, серы, вязкости и т.д.; изменение параметров нефтепровода.

Эти причины связаны с тем, что по нефтепроводу перекачиваются последовательно различные партии нефти. Партия нефти формируется поставщиком при закачке нефти в нефтепровод. Свойства нефти каждой партии формируются и контролируются поставщиком в процессе ее подготовки к отправке потребителю. После отгрузки очередной партии нефти поставщик формирует последующую партию нефти, как правило, имеющую новый состав.

Кроме того, на условия проведения измерений массы нефти оказывает влияние температурная зависимость свойств нефти, возникающая при климатических воздействиях окружающей среды на нефтепровод, а также, состояние нефтепровода, по которому эта нефть транспортируется. Разработанные методики поверки ИИС не учитывают многие из указанных факторов.

Поэтому в процессе работы у ИИС снижается её метрологическая надежность, увеличивается результирующая погрешность, тренд которой направлен на занижение значения объема прокачиваемой нефти из-за осаждения парафина и других веществ на чувствительных элементах ИИС и изменения профиля потока нефти в нефтепроводе. Действующая нормативная документация не учитывает действие этих факторов в условиях эксплуатации ИИС. Поэтому необходимо провести детальный теоретический и экспериментальный анализ диапазона изменения указанных выше факторов и оценить влияние их на используемые при перекачке нефти ИИС, определить пределы изменения результирующей погрешности, и разработать методику выбора межповерочного интервала. Применяемые в настоящее время на магистральных нефтепроводах ИИС количества нефти используют в своем составе турбинные ( ТПР) и ультразвуковые (УПР) преобразователи расхода, которые в силу вышеперечисленного не обеспечивают требуемой точности. Подвижный элемент ТПР взаимодействует с движущимся потоком нефти, что вызывает изменение профиля потока в районе турбинки и приводит к снижению точности результатов измерений. Чувствительные элементы УПР не охватывают полностью профиль потока, а также его изменения в контролируемом сечении нефтепровода.

За счет этого снижается точность результатов измерений. Таким образом, теоретические и экспериментальные исследования влияния вышеперечисленных факторов на результирующую погрешность ИИС количества нефти, определение предельно допустимых минимальных значений результирующей погрешности ИИС и создание высокоточных информационно-измерительных систем массы и объема перекачиваемой нефти является задачей актуальной и своевременной. Необходимым условием высокоточной работы ИИС количества нефти является эффективный контроль её метрологических характеристик, что может быть обеспечено при формировании метрологического запаса по точности образцовых средств поверки по отношению к точности рабочих средств измерений 4. Целью диссертационной работы являются:. экспериментальное определение диапазона изменения неизмеряемых параметров нефти и изменяющихся параметров нефтепровода;. оценка их влияния на результирующую погрешность ИИС количества нефти;. создание высокоточных ИИС массы и объема нефти.

Для достижения поставленной цели в диссертационной работе были поставлены и решены следующие задачи: 1 Проведены экспериментальные исследования изменений неизмеряемых параметров нефти, что не учитывается в требованиях существующих нормативных документов. 2 Проведен анализ влияния изменений неизмеряемых параметров нефти на результирующую погрешность ИИС количества нефти. 3 Проанализированы потенциальные возможности повышения точности известных ИИС, основанных на применении турбинных преобразователей расхода и ультразвуковых преобразователей расхода, что позволило определить минимально достижимые значения их погрешности. 4 Разработаны информационно-измерительные системы на основе ультразвуковых преобразователей расхода, обеспечивающие высокоточные измерения объема нефти, транспортируемой по нефтепроводу.

Исследованы влияния изменений параметров нефти и профиля потока на результирующую погрешность измерителей объема. 5 Разработан высокоточный ультразвуковой измеритель массы нефти и проведены исследования влияния параметров нефти и профиля потока на его результирующую погрешность. 6 Разработана методика выбора межповерочного интервала с учетом реальных условий эксплуатации ИИС. 7 Сформирована методика обработки данных измерений количества нефти, обеспечивающая повышение точности учета нефти. Методы исследования При решении задач, поставленных в диссертационной работе, использовались методы математического моделирования, статистического анализа, информационно-измерительной техники, теории погрешности. Научная новизна.

1 На основании обработки статистических данных определен диапазон изменения неизмеряемых параметров нефти, транспортируемой по нефтепроводу, который позволяет определить предельные возможности по точности существующих ИИС количества нефти. 2 Показано, что межповерочный интервал, назначенный на основании требований действующих нормативных документов, в большинстве случаев, является завышенным, что приводит к снижению метрологической надежности ИИС количества нефти. Сформированы условия выбора межповерочного интервала ИИС. 3 На основании исследования функции преобразования ИИС с ТПР, подверженной влиянию неизмеряемых параметров нефти и параметров нефтепровода, получено предельно достижимое минимальное значение погрешности ИИС количества нефти, что ограничивает их использование в случае, когда требуется высокая точность. 4 Разработана информационно-измерительная система с УПР, которая обеспечивает высокоточные измерения объема нефти, транспортируемой по нефтепроводу.

Исследованы влияния изменений параметров профиля потока нефти на результирующую погрешность измерителя объема 5 Разработан высокоточный ультразвуковой измеритель массы нефти и проведены исследования влияния параметров нефти и профиля потока на его результирующую погрешность. 6 Сформирована методика обработки данных измерений количества нефти, обеспечивающая повышение точности учета нефти. Практическая ценность работы. Разработанные ИИС массы и объема транспортируемой нефти благодаря своей высокой точности позволяют получить значительный экономический эффект. Разработанные методики оценки результирующей погрешности и выбора межповерочного интервала найдут широкое применение при проектировании и эксплуатации ИИС количества любого жидкого продукта.

Апробация работы. РМГ 74-2004 «Рекомендация по государственным стандартам.

Методы определения межповерочных и межкалибровочных интервалов средств измерений». Общие технические условия. ГОСТ Р 8.595-2004 Национальный стандарт РФ ГСИ. Масса нефтии нефтепродуктов.

Общие требования к методикам проведения измерений. Рекомендации по определению массы нефти при учетных оерацияхс применением систем измерений количества и показателей качества нефти. Утверждены приказом Минпромэнерго России от г., приказ №69.

ГОСТ 8.395-80 ГСИ. «Нормальные условия измерений при поверке.1. Общие положения». Ступина Е.М., Федоров В.Т., Применение депрессорной присадкина МН Уса-Ухта-Ярославль. Трубопроводный транспорт нефти № 4 2006. Государственная система обеспечения единства измерений.

Методика выполнения измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 234 ПСП « Кулешовское». Разработана ВНИИР, 2005г. ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. «Метрологическое обеспечение измерительных систем.

Основные положения». МИ 187-86 ГСИ. « Критерии достоверности и параметры методик поверки». МИ 188-86 ГСИ. « Установление значений параметров методик поверки». Еремин И.Ю., Игошин E.K. «Устройство для определения места и времени появления утечек в магистральных трубопроводах».

Патент на изобретение № 2291345. Определение законов распределения случайных погрешностей вторичных эталонов, Измерительная техника, 2003, №1.

Протоколы контроля при периодической проверки подконтрольности выполнения анализа с применением образца контроля ( ГСО) в период с 09.0.2- г., проводимые ОАО « Ульяновскнефть». ГОСТ Р 51069. Нефть и нефтепродукты. Метод определения плотности, относительной плотности и плотности в градусах API ареометром. ГОСТ 3900-85 Нефть и нефтепродукты.

Методы определения плотности. МИ 2153-2003 ГСИ. Плотность нефти.

Требования к методикам выполнения измерений ареометром при учетных операциях. ГОСТ 2477-65 ГСИ. Нефть и нефтепродукты. Методы определения содержания воды. ГОСТ 21534-76 Нефть.

Методы определения содержания хлористых солей. ГОСТ 6370-83 ГСИ. Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей 21. Государственная система обеспечения единства измерений. Методика выполнения измерений системой измерения количества и показателей качества нефти для пункта приема-сдачи нефти -Похвистнево. Разработана ВНИИР, 2006г.

ГОСТ 33-2000 ( ИСО 3104-94) Международный стандарт. Прозрачные и непрозрачные жидкости. Определение кинематической вязкости и расчет динамической вязкости. ГОСТ 2177-99 (ИСО 3405-88) Международный стандарт. Методы определения фракционного состава.

ГОСТ 1137-75 Нефтепродукы темные, ускоренный метод определения серы. ГОСТ 1437-75 Нефтепродукты темные. Ускоренный в метод определения серы. API 2540 Руководство по нефтяным измерительным стандартам (таблица 54 А, главы с 11.1.54.1 по 11.1.54.3 том 10, первая редакция, август 1980 г, глава 11, раздел 2.1 1984 г. Коэффициенты сжимаемости дл я углеводородов, август 1084 г.). Прибор УОСГ 100 СКП.

Государственный реестр средств измерений №16776-97. Анализаторы рентгенофлуоресцентные и рентгеноабсорбционные многоканальные энергодисперсионные типа 'SPECTRO' серии 600, модели 682(Т), 600L, 644Т, 674Т. Государственный реестр средств измерений №19769-00 30. ГОСТ Р 8.580-2001 ГСИ.

Определение и применение показателей точности методов испытаний нефтепродуктов. Государственная система обеспечения единства измерений. Методика выполнения измерений системой измерения количества и показателей качества нефти для пункта приема-сдачи нефти -Похвистнево. Разработана ВНИИР, 2006г. МИ 2187-92 «ГСИ. Методы определения междоверочных и межкалибровочных интервалов средств измерений».

Методы установления и корректировки межповерочных и межкалибровочных интервалов средств измерений. Главный метролог, 2005, №6. МИ 1974-2004 Рекомендация «ГСИ. Преобразователи расхода турбинные. Методика поверки». Основные источники ошибок в системах измерения количества энегоносителей // Вестник СамГТУ Серия « Технические науки».- Самара, 2005.

Еремин И.Ю., Зорин Ю.В., Оценка рисков потребителя и поставщика энегоносителей. // Измерительная техника. Москва, 2004. Асташенков А.И., Немчинов Ю.В., Лысенко В.Г. Теория и практика поверки и калибровки. М.: Изд-во стандартов, 1994. ГОСТ 8.381-80.

Способы выражения погрешностей. Бобровников Г.Н., Камышев JT.A. Теория и расчет турбинных расходомеров.М.: Изд-во стандартов, 1978.

Кремлевский П.П. Расходомеры и счетчики количества: справочник- J1.: Машиностроение, 1989. Теоретические основы статистической радиотехники.М.: Сов.Радио, 1966. МИ 1997-89 Рекомендация. Преобразователи давления измерительные методика поверки. МИ 2591-2000 ГСИ.

Преобразователи плотности поточные фирмы The Solatron electronic group Ltd. Методика поверки.

МИ 2615-2000 ГСИ Преобразователи плотности поточные фирмы The Solatron electronic group Ltd. Методика градуировки. МИ 2653-2001 ГСИ Датчики температуры с унифицированным выходным сигналом. Методика поверки с помощью цифровых микропроцессорных калибраторов температуры серии FNC-Rфирмы АМЕТЕХ, Дания. Комплекс измерительно-вычислительный «ИМЦ-03». Алгоритмы вычислений.

Турбинные преобразователи расхода. РХ.320.01.00 АВ. Экспериментальные исследования информационно-измерительных систем энергоносителей // Вестник СамГТУ Серия «Технические науки».-Самара, 2006.- № 40, С. Смышляев В.В. Теоретические исследования и разработка ультразвукового кратно-частотного метода измерения расхода жидких веществ нефти и нефтепродуктов.

Гипровостокнефть 'Техника и технология добычи нефти и бурения скважин', Куйбышев, 1980г 49. Пустовойт Б.В. Механика движения жидкостей в трубах.

JL: Недра, 1980.- 159с.: илл. Нестационарные гидромеханические процессы М.: Машиностроение, 1982. Валландер C.B. Лекции по гидроаэромеханике Л.: ЛГУ, 1978. Галлямов А.К., Мирзаджанзаде А.Х., Марон В.И., Юфин В.А.

Гидродинамика трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов-М.: Недра, 1984. Определение характеристик взвеси частиц по спектрам малоугольного рассеяния света.

Измерительная техника, 2006, №1, с.57. Патент № 2169906 РФ, МПК G01 F 1/66, опубл.

Патент № 2215267 РФ, МПК G01 F 1/712, опубл. Решение о выдаче патента на изобретение: « Измеритель объема жидкости, транспортируемой по нефтепроводу», от г., 57. Пыльнов Ю.В., Перно Ф., Преображенский В.Л. Детектирование движущихся объектов и потоков в жидкости с помощью обращения волнового фронта ультразвука. Акустический журнал, 2005, т.

Кравченко В., Риккен М. Измерения расхода с помощью кориолисовых расходомеров в случае двухфазного потока. Законодательная и прикладная метрология, 2006, №4, с.37-44. К вопросу определения параметров микрочастиц в жидкости, ответственных за монопольное рассеяние звука. Акустический журнал, 2004, т. 50, №6, с.808-812. Каневский И.Н.

Фокусирование звуковых и ультразвуковых волн. М.: Наука, 1977.-336с.: илл. Брылев А.П., Крутянский Л.М., Преображенский В.Л. Обращение волнового фронта ультразвуковых пучков.

Успехи физических наук, 1998, т. 168, №8, с.877-890/ 62. Получение изображения акустической антенной через слой неоднородностей, Акустический журнал, 2004, т. Еремин И.Ю., Куликовский К.Л.

« Измеритель массы жидкости, транспортируемой по нефтепроводу» уведомление о поступлении и регистрации заявки № от г 64. Зинин Г.А., Рябков Ю.В., Брюханов В.А. Проблемы метрологического обеспечения процедур измерения плотности нефти в системах магистрального нефтепроводного транспорта нефти. Законодательная и прикладная метрология, 2006, №5,. Техническая документация фирмы '8о1аг1гоп'. Бобровников Г.Н., Камышев J1.A.

Теория и расчет турбинных расходомеров -М.: Изд-во стандартов, 1978. Вахрушева Ю.Ю., Скрипка B.JL, Лунева М.В., Повышение метрологической надежности ИИС при использовании взаимокорреляционной обработки сигналов измерительных каналов. Измерительная техника, 2006, №3, с Л 5. Зграф И.А., Новицкий П.В. Оценка погрешностей результатов измерений.

Л.: Энергоатомиздат, 1985. Мак-Кракен Д., Дорн У. Численные методы и программирование на фортране. 584 е.: илл.

Вентцель Е.С. Теория случайных процессов и её инженерные приложения.-М.: Наука, 1991.-752с.: илл. Корн Г., Корн Т, Справочник по математике для научных работников и инженеров. М.: Наука, 1970.

720с.: илл. Wu F, Thomas J.L, Fink M. IEEE, 1992, v.39, p.567. Ohno M., Takagi K. 1996, v.69, p.3483. Self-validating digital Coriolis mass flow meter, Computing and Control Engineering journal, Oct.

Новые расходомеры // Энергосбережение и экология. Самара, 1999. Еремин И.Ю., Зорин Ю.В., Измерительные задачи при энергетическом обследовании предприятий Самарской области // Энергосбережение и экология. Самара, 2001.-№ 10.- С. Еремин И.Ю., Зорин Ю.В., Измерительные згдачи при энергетическом обследовании предприятий Самарской области //Доклад III Научно-технической конференции « Метрологическое обеспечение учета энергетических ресурсов».- М.: ВНИИМС, 2001.-С.

Эмпирическая оценка качества информационно-измерительной технологии в сфере учета энергоносителей // 79. Тезисы доклада Международной научно-технической конференции «Информационные, измерительные и управляющие системы (ИИУС-2005)».-Самара: СамГТУ, 2005.-С. Исследование метрологических характеристик турбинного преобразователя расхода. / Сборник докладов IV Всероссийской научно-практической конференции « Нефтегазовые и химические технологии».- Самара: СамГТУ, 2007.-С. Исследование метрологических характеристик ультразвукового расходомера. / Сборник докладов IV Всероссийской научно-практической конференции « Нефтегазовые и химические технологии». Самара: СамГТУ, 2007.- С.

Исследования правильности и достоверности установления межповерочного интервала ИИС. / Сборник докладов IV Всероссийской научно-практической конференции « Нефтегазовые и химические технологии» Самара: СамГТУ, 2007.-С. Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии 84. ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ 85. САМАРСКИЙ ЦЕНТР СТАНДАРТИЗАЦИИ, МЕТРОЛОГИИ И СЕРТИФИКАЦИИ»пр.

Карла Маркса, 134, г. Самара 443013 Тел: (846) 336 08 - 27, тел/факс: (846) 336-15-54 Е-та11:5тгс5т@затт^.ги 86. ОБЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ1. ИТЕРА-Сашра: 87.

Настоящим актом подтверждается, что разработанные аспирантом кафедры Информационно-измерительная техника Самарского государственного технического университета Ереминым И.Ю.: 88. Методика учета изменения параметров нефтепровода и неизмеряемых параметров нефти при измерениях количества нефти; 89. Методика обработки данных измерений количества нефти, обеспечивающая повышение точности учета нефти,были апробированы на предприятии ООО «ИТЕРА-Самара» совместно с СИКН-1204. При использовании данных методик погрешность снизилась с 0,23% до 0,15%. Главный метролог ООО «ИТЕРА-Самара».ngB11л1. САМАРАНЕФТЕХИМАВТОМАТИКА 91.

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО1. АКТвнедрения устройства контроля параметров нефтепровода, разработанного в диссертационной работе: 92. Повышение точности и метрологической надежности информационно-измерительных систем количества нефти в магистральных нефтепроводах» Еремина И.Ю аспиранта кафедры « ИИТ» СамГТУ. Учитывая это обстоятельство, ОАО 94. Самарнефтехимавтоматика» приняло решение рекомендовать к внедрению этого устройства на своих производственных участках.1. Главный инженер 95. ОАО «Самаранефтехимавтоматика1.

(846)336-68-23 Факс (846) 263-29-44 E-mail: sekr snha@snha rosncft.ru Интернет сайт www.snha.samara.ru.