Инструкция «ГСИ. АНАЛИЗАТОР ВЛАЖНОСТИ НЕФТИ И МАСЕЛ ПОТОЧНЫЙ EASZ-1» (МП 0757-6-2018)

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии»

Государственный научный метрологический центр

ФГУП «ВНИИР»

УТВЕРЖДАЮ

Заместитель директора по развитию

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

АНАЛИЗАТОР ВЛАЖНОСТИ НЕФТИ И МАСЕЛ ПОТОЧНЫЙ EASZ-1

Методика поверки

МП 0757-6-2018

Начальник о» ла НИО-6

_ А.Г. Сладовский

ТеДютдел^:'8'432720363

Казань

2018

«30_» апреля 2018 г.

Настоящая инструкция распространяется на анализаторы влажности нефти и масел поточные EASZ-1 (далее - влагомеры), серийные номера №17/001, №17/002, №17/003, и устанавливает методику их первичной и периодической поверок.

Влагомеры предназначены для измерений объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов.

Первичную и периодические поверки влагомеров проводят в лабораторных условиях. Интервал между поверками не более 3 лет (36 месяцев).

При проведении первичной или периодической поверки выполняют следующие опе

рации:

Таблица 1

• 2.1 При проведении поверки применяют следующие средства поверки:

  • 2.1.1 Рабочий эталон единицы объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов

1 или 2 разряда - установка для поверки влагомеров (далее - УПВ). УПВ должна:

• - обеспечивать монтаж влагомеров в гидравлический контур;

• - обеспечивать циркуляцию смеси нефть (нефтепродукт) - вода через влагомер со значением расхода в диапазоне от 0 до 15 м³/ч;

• - иметь в своем составе диспергирующее устройство, обеспечивающее создание стабильных смесей нефть (нефтепродукт) - вода;

• - иметь в своем составе средство измерения температуры смесей нефть (нефтепродукт) - вода, с абсолютной погрешностью не более ± 0,2 °C;

• - быть оборудована термостатом, обеспечивающим поддержание температуры смесей в диапазоне от плюс 10 до плюс 70 °C со стабильностью ± 0,5 °C.

Абсолютная погрешность воспроизведения объемного влагосодержания УПВ не должна превышать:

в диапазоне от 0 до 4 % объемной доли воды ± 0,025 % объемной доли воды;

в диапазоне свыше 4 до 25 % объемной доли воды ± 0,075 % объемной доли воды;

• 2.1.2 титратор по методу К.Фишера с относительной погрешностью определения количества воды не более ± 3 %, или эталонный влагомер по ГОСТ 8.614-2013 с абсолютной погрешностью измерений не более ± 0,03 % объемной доли воды;

• 2.1.3 средство измерения температуры окружающей среды, с абсолютной погрешностью не более ± 0,5 °C;

• 2.1.4 средство измерения атмосферного давления, с абсолютной погрешностью не более ± 1 кПа;

• 2.1.5 средство измерения относительной влажности воздуха, с абсолютной погрешностью не более ± 6 %;

• 2.1.6 масло по ГОСТ 982-80 или нефть, соответствующая по степени подготовки ГОСТ Р 51858-2002, с начальным влагосодержанием не более 0,1 % объемной доли воды;

• 2.1.7 вода дистиллированная по ГОСТ 6709-72;

• 2.1.8 дизельное топливо, спирт (для промывки).

• 2.2 Применяемые при поверки эталоны должны быть утверждены в установленном порядке и иметь действующие свидетельства об аттестации. Применяемые при поверке средства измерений должны быть поверены и иметь действующие свидетельства о поверке или оттиски поверительных клейм.

• 2.3 Рекомендуется проводить поверку на смесях, созданных на основе нефти (нефтепродукта) и воды с места эксплуатации влагомера. В противном случае перед проведением поверки необходимо провести градуировку влагомера в соответствии с его руководством по эксплуатации.

• 2.4 Допускается применять другие средства измерений, обеспечивающие определение и контроль метрологических характеристик влагомера с требуемой точностью.

При проведении поверки должны соблюдаться следующие требования:

• - ко всем используемым средствам должен быть обеспечен свободный доступ;

• - влагомер, персональный компьютер и применяемые средства измерений и вспомогательное оборудование должны быть заземлены в соответствии с их руководствами по эксплуатации;

• - работы по соединению устройств должны выполняться до подключения к сети питания;

• - к работе должны допускаться лица, имеющие необходимую квалификацию и обученные работе с влагомерами и правилам техники безопасности, предусмотренными «Правилами технической эксплуатации электроустановок» и «Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок», а также инструкциями по эксплуатации применяемых средств поверки.

При проведении поверки должны соблюдаться следующие условия:

• - температура окружающего воздуха, °C              от 15 до 25

• - относительная влажность воздуха, %               от 30 до 80

• - атмосферное давление, кПа                       от 96 до106

• - напряжение питания, В                           от 187 до 242

• - изменение температуры окружающей среды за

время поверки, °C, не более                         2

• - вибрация и внешнее магнитное поле               не допускаются.

• - температура смеси нефть (нефтепродукт) - вода при определении абсолютной погрешности должна соответствовать условиям эксплуатации влагомера. В случае отсутствия данных об условиях эксплуатации влагомера определение абсолютной погрешности проводится при значении температуры смеси плюс 2О±5°С

-изменение температуры смеси нефть (нефтепродукт) - вода в процессе определения абсолютной погрешности, °C, не более                                   ±0,5

- избыточное давление смеси нефть (нефтепродукт) - вода в УПВ при определении абсолютной погрешности. МПа                                       от 0 до 0,05

Перед проведением поверки влагомера выполняют следующие подготовительные работы:

• 5.1 Проверяют наличие действующих свидетельств об аттестации используемых эталонов, действующих свидетельств о поверке или поверительных клейм на используемые средства измерений.

• 5.2 Проверяют комплектность эксплуатационной документации на влагомер и выполняют подготовительные работы в соответствии с эксплуатационной документацией на влагомер.

• 5.3 Проводят монтаж влагомера на УПВ.

• 5.4 Влагомер промывают сначала дизельным топливом, сушат.

• 5.5 Включают и прогревают влагомер и средства поверки не менее 30 минут.

• 5.6 Подготавливают обезвоженную нефть (нефтепродукт). Влагосодержание осушенной нефти (нефтепродукта) не должно превышать 0,5 % объемной доли воды.

• 5.7 В случае, если поверка проводится не на смесях, созданных на основе нефти (нефтепродукта) и воды с места эксплуатации влагомера, приготавливают дистиллированную воду.

• 5.8 В случае, если поверка проводится не на смесях, созданных на основе нефти (нефтепродукта) и воды с места эксплуатации влагомера проводят градуировку влагомера в соответствии с его эксплуатационной документацией.

Остальную подготовку проводят согласно требованиям эксплуатационной документации изготовителя и эксплуатационными документами на средства поверки.

• 6.1 Внешний осмотр.

При внешнем осмотре:

• -  определяют соответствие маркировки требованиям, предусмотренным эксплуатационной документацией;

• - проверяют отсутствие механических повреждений, коррозии, нарушения покрытий, надписей и других дефектов;

• 6.2 Опробование

При опробовании проверяют работоспособность влагомера в соответствии с руководством по эксплуатации без определения метрологических характеристик.

• 6.3 Подтверждение соответствия программного обеспечения (ПО) влагомера

Подтверждение соответствия программною обеспечения включает:

• - определение идентификационного наименования программного обеспечения;

• - определение номера версии (идентификационного номера) программного обеспече

ния.

Проверку версии и идентификационного наименования ПО, установленного на влагомере, проводят с помощью пользовательской программы «MLevel700», устанавливаемой на персональном компьютере.

Результат подтверждения соответствия программного обеспечения считается положительным, если полученные идентификационные данные ПО соответствуют идентификационным данным, указанным в описании типа влагомера.

• 6.4 Определение метрологических характеристик

• 6.4.1 Определение абсолютной погрешности влагомера при первичной и периодической поверке проводят последовательно в шести реперных точках на смесях нефть (нефтепродукт) - вода с различным влагосодержанием. Последовательность и состав реперных точек указаны в таблице 2.

Таблица 2

• 6.4.2 Заполняют гидравлический контур УПВ маслом или обезвоженной нефтью с начальным влагосодержанием не более 0,1 % объемной доли воды, исключая попадание воздуха в систему и образования воздушных пробок.

• 6.4.3 Удаляют воздух из гидравлического контура.

• 6.4.4 Прокачивают смесь по гидравлическому контуру не менее 5 минут после достижения температуры смеси значения, соответствующего условиям эксплуатации влагомера, или плюс 20±0,5 °C.

• 6.4.5 Отбирают из гидравлического контура пробу смеси и определяют влагосодержа-ние, в % объемной доли воды, используя титратор по методу К. Фишера или эталонный влагомер по ГОСТ 8.614-2013.

• 6.4.6 За действительное значение влагосодержания смеси в реперной точке №1, принимают значение, полученное посредством титратора или эталонного влагомера по ГОСТ 8.614-2013.

• 6.4.7 Снимают показания влагомера, результаты заносят в протокол поверки.

• 6.4.8 Проводят определение абсолютной погрешности полученных результатов согласно пункту 7 данной методики, с занесением результата в протокол поверки.

• 6.4.9 Последовательно проводят определение абсолютной погрешности в остальных реперных точках. Приготовление смесей нефть (нефтепродукт) - вода осуществляют в соответствии с эксплуатационной документацией УПВ.

• 6.4.10 Прокачивают смесь по гидравлическому контуру не менее 5 минут после достижения температуры смеси значения, соответствующего условиям эксплуатации влагомера, или плюс 20±0,5 °C.

• 6.4.11 Снимают показания влагомера, результаты заносят в протокол поверки.

• 6.4.12 Проводят определение основной абсолютной погрешности полученных результатов согласно пункту 7 данной методики, с занесением результата в протокол поверки.

При этом за действительное значение влагосодержания смеси принимается расчетное значение влагосодержания в соответствии с эксплуатационной документацией УПВ.

• 6.4.13 При наличии письменного заявления владельца влагомера допускается проведение поверки для уменьшенного диапазона измерений. При этом значения влагосодержания смесей нефть (нефтепродукт) - вода в реперных точках должны быть равномерно распределены по уменьшенному диапазону измерений, а общее количество реперных точек не должно быть менее трех.

Абсолютную погрешность влагомера вычисляют по формуле:

Дабс= IWa/Z-W^     (1)    ,

где: 'Мвл - значение объемной доли воды в смеси, измеренное влагомером, %;

- действительное значение объемной доли воды в смеси, приготовленной посредством УПВ, или измеренное посредством титратора, или эталонного влагомера по ГОСТ 8.614-2013,%.

Абсолютная погрешность влагомера не должна превышать значений, рассчитанных по формуле 2.

Ддоп⁼ |Досн |+| At *(1"20)|         (2)   ,

где: Д_осн - значение основной абсолютной погрешности, указанное в таблице 3, % объемной доли воды;

Д _t - значение дополнительной абсолютной погрешности, указанное в таблице 4, % объемной доли воды / °C;

t - температура смеси нефть (нефтепродукт) - вода, °C.

Таблица 3

Таблица 4

• 8.1 Влагомер считается прошедшим поверку, если его абсолютная погрешность во всех точках не превышает пределов абсолютной погрешности.

• 8.2 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке влагомера в соответствии с требованиями Приказа № 1815 Минпромторга России от 2 июля 2015 г. «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».

• 8.3 При отрицательных результатах поверки влагомер к эксплуатации не допускают, свидетельство о поверке аннулируют и выдают извещение о непригодности в соответствии с требованиями Приказа № 1815 Минпромторга России от 2 июля 2015 г. «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».

• 8.4 Протокол поверки рекомендуется оформлять в соответствии с приложением А настоящей инструкции.

(рекомендуемое)

ПРОТОКОЛ

поверки анализатора влажности нефти и масел поточного EASZ-1

Зав.номер____________________________________________________________

Владелец_________________________________________________________

Место проведения поверки________________________________________

Условия поверки:

Температура окружающей среды, °C        _________

Влажность воздуха, %                     __________

Атмосферное давление, кПа                __________

Результаты поверки:

Определение абсолютной погрешности влагомера

Вывод: абсолютная погрешность анализатора влажности нефти и масел поточного EASZ-1 не превышает (превышает) допустимые значения. Анализатор влажности нефти и масел поточный EASZ-1 признан пригодным (не пригодным) к эксплуатации.

Поверку провел: