Инструкция «ГСОЕИ. Влагомеры поточные моделей L и F» (ΜΠ 0090-6-2013)

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ УНИТАРНОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ «ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ РАСХОДОМЕТРИИ» (ФГУП «ВНИИР»)

УТВЕРЖДАЮ

Руководитель ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИР» -Первый заместитель директора по научной работе -

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Влагомеры поточные моделей L и F

Методика поверки

МП 0090-6-2013

Казань

2013

«___»___________ 2013 г.

Настоящая инструкция распространяется на влагомеры поточные моделей L и F производства фирмы «Phase Dynamics, Inc.» (США) (далее - влагомеры), и устанавливает методику их первичной и периодической поверок.

Влагомеры предназначены для измерения объемного влагосодержания нефти, нефтепродуктов, газового конденсата, углеводородных жидкостей и других жидкостей органического происхождения при транспортировке по технологическим трубопроводам.

Первичную и периодические поверки влагомеров проводят в лабораторных условиях.

Интервал между поверками - 1 год.

При проведении первичной или периодической поверки выполняют следующие операции:

Таблица 1

- титратор по методу К.Фишера с относительной погрешностью определения количества воды не более ±3 %;

- калибратор многофункциональный MC5-R, диапазон генерирования тока от 0 до 25 мА с относительной погрешностью ±0,02 %;

- ареометры для нефти АН или АНТ-1 по ГОСТ 18481 или лабораторный плотно -мер с пределом допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,5 кг/м³.

- термометры ртутные стеклянные типа ТЛ -4 по ТУ 25-2021.003 с ценой деления 0,1 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности: ± 0,2 °С;

• - барометр-анероид БАММ-1, диапазон измерений от 80 до 106,7 кПа, цена деления шкалы 100 Па по ТУ25-11.15135;

• - психрометр ВИТ-1, диапазон измерений относительной влажности от 30 до 80%, цена деления термометров 0,5 °С по ТУ25-11.1645;

• - масло по ГОСТ 982 или нефть, соответствующая по степени подготовки ГОСТ Р 51858, с начальным влагосодержанием не более 0,2 % объемной доли воды;

• - вода дистиллированная по ГОСТ 6709;

• - хлористый натрий квалификации «Чистый» по ГОСТ 4233;

• - дизельное топливо, спирт (для промывки).

• 2.2 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 калибровку 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, °С                        от 15 до 25

• - относительная влажность воздуха, %                         от 30 до 80

• - атмосферное давление, кПа                                  от 96 до106

• - напряжение питания, В                           220 ± 10 переменного тока

24 ± 1 постоянного тока

- изменение температуры окружающей среды за время

поверки, °С, не более

- вибрация и внешнее магнитное поле

- температура смеси нефть ( нефтепродукт ) - вода при определе -нии абсолютной погрешности, °C

• - изменение температуры смеси нефть (нефтепродукт) - вода в процессе определения абсолютной погрешности, °C

• - избыточное давление смеси нефть (нефтепродукт) - вода в УП при определении абсолютной погрешности, МПа

П р и м е ч а н и е :

Допускается проводить поверку при температуре смеси нефть (нефтепродукт) - вода отличной от плюс 20 °С, при этом за действительное влагосодержание принимается влагосодержание смеси при температуре проведения поверки.

Перед проведением поверки влагомера выполняют следующие подготовительные работы:

• 5.1 Проверяют наличие действующих свидетельств о поверке или поверительных клейм на используемые средства измерений.

• 5.2 Проверяют комплектность эксплуатационной документации на влагомер.

• 5.3 Влагомер промывают сначала дизельным топливом, затем промывают спиртом, сушат.

• 5.4 Проводят монтаж влагомера на УП.

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

• 5.6 Подготавливают осушенную нефть (нефтепродукт). Влагосодержание осушенной нефти (нефтепродукта) не должно превышать 0,2 % объемной доли воды.

• 5.7 Проводят измерение плотности нефти (нефтепродукта) при температуре проведения поверки.

• 5.8 При проведении поверки влагомера модели F приготавливают раствор хлористого натрия в дистиллированной воде концентрацией 10 г/кг. В случае если поверяемый влагомер откалиброван в диапазоне солесодержания от 8 до 25 % массовой доли солей, или от 15 до 25 % массовой доли солей, приготавливают раствор хлористого натрия в дистиллированной воде концентрацией 160 г/кг.

• 5.9 Проводят измерение плотности раствора хлористого натрия в дистиллированной воде при температуре проведения поверки.

• 5.10 При проведении поверки влагомера модели L используют дистиллированную воду. Плотность дистиллированной воды принимают в соответствии с ГССД 2-77.

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 программного обеспечения включает:

- определение идентификационного наименования программного обеспечения ;

- определение номера версии (идентификационного номера ) программного обеспе -чения.

Производят включение влагомера. После подачи питания встроенное ПО проводит ряд самодиагностических проверок, при этом на экране дисплея будут отражаться следующие данные:

- идентификационное наименование ПО ;

- номер версии (идентификационный номер) ПО .

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 модели L (диапазон измерения влагосодержания от 0 до 4, от 0 до 10 или от 0 до 20 % объемной доли воды).

• 6.4.1.1 Определение абсолютной погрешности влагомера при первичной и периодической поверке проводят последовательно в нескольких реперных точках на смесях нефть (нефтепродукт) - вода с различным влагосодержанием. Последовательность и состав реперных точек указаны в таблицах 2 - 4.

Таблица 2. Реперные точки для поверки влагомеров модели L с диапазоном измерения влагосодержания от 0 до 4 % объемной доли воды.

П р и м е ч а н и я :

• 1 Здесь и далее в качестве смеси нефть (нефтепродукт) - вода для точки № 1 используется осушенная нефть (масло) с влагосодержанием не более 0,2 % объемной доли воды.

• 2 Здесь и далее фактическое значение влагосодержания в смеси нефть (масло ) - вода может отли -чаться от заданного на:

±0,2 % объемной доли воды в диапазоне измерения до 4 % объемной доли воды ;

±0,5 % объемной доли воды в диапазоне измерения от 4 до 20 % объемной доли воды;

±1,0 % объемной доли воды в диапазоне измерения свыше 20 % объемной доли воды.

Таблица 3. Реперные точки для поверки влагомеров модели L с диапазоном измерения влагосодержания от 0 до 10 % объемной доли воды.

Таблица 4. Реперные точки для поверки влагомеров модели L с диапазоном измерения влагосодержания от 0 до 20 % объемной доли воды.

• 6.4.1.2 Заполняют гидравлический контур УП маслом или осушенной нефтью с начальным влагосодержанием не более 0,2 % объемной доли воды, исключая попадание воздуха в систему и образования воздушных пробок.

• 6.4.1.3 Удаляют воздух из гидравлического контура.

• 6.4.1.4 Прокачивают смесь по гидравлическому контуру не менее 10 минут после достижения температуры смеси требуемого значения.

• 6.4.1.5 В случае если во влагомере используется функция автоматической коррекции результатов измерений влагосодержания при изменении плотности анализируемой смеси, к электронному блоку подключают калибратор тока. На выходе калибратора выставляют токовый сигнал, соответствующий плотности нефти (масла). Метод вычисления значения токового сигнала приведен в приложении А.

• 6.4.1.6 Отбирают из гидравлического контура пробу смеси и определяют влагосо-держание, в % объемной доли воды, используя титратор по методу К. Фишера.

• 6.4.1.7 За действительное значение влагосодержания смеси в реперной точке № 1, принимают значение полученное посредством титратора.

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

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

• 6.4.1.10 В случае если абсолютная погрешность влагомера в реперной точке № 1 превышает допустимое значение, указанное в таблицах 6 - 8 проводят калибровку влагомера в соответствии с его руководством по эксплуатации, после чего повторно снимают показания влагомера и проводят определение абсолютной погрешности полученных результатов согласно пункту 7 данной методики, с занесением результата в протокол поверки.

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

• 6.4.1.12 Прокачивают смесь по гидравлическому контуру не менее 10 минут после достижения температуры смеси требуемого значения.

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

• 6.4.1.14 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 УП.

6.4.2 Определение абсолютной погрешности влагомера модели F (диапазон измерения влагосодержания от 0 до 100 % объемной доли воды)

• 6.4.2.1 Определение абсолютной погрешности влагомера при первичной и периодической поверке проводят последовательно в семи реперных точках на смесях нефть (нефтепродукт) - вода с различным влагосодержанием. Последовательность и состав реперных точек указаны в таблице 5.

Таблица 5. Реперные точки для поверки влагомеров модели F с диапазоном измерения влагосодержания от 0 до 100 % объемной доли воды.

• 6.4.2.2 Заполняют гидравлический контур УП маслом или осушенной нефтью с начальным влагосодержанием не более 0,2 % объемной доли воды, исключая попадание воздуха в систему и образования воздушных пробок.

• 6.4.2.3 Удаляют воздух из гидравлического контура.

• 6.4.2.4 Прокачивают смесь по гидравлическому контуру не менее 10 минут после достижения температуры смеси требуемого значения.

• 6.4.2.5 Отбирают из гидравлического контура пробу смеси и определяют влагосо-держание, в % объемной доли воды, используя титратор по методу К. Фишера.

• 6.4.2.6 За действительное значение влагосодержания смеси в реперной точке №1, принимают значение полученное посредством титратора.

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

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

• 6.4.2.9 В случае если абсолютная погрешность влагомера в реперной точке 1 превышает допустимое значение, указанное в таблице 9 проводят калибровку влагомера в соответствии с его руководством по эксплуатации, после чего повторно снимают показания влагомера и проводят определение абсолютной погрешности полученных результатов согласно пункту 7 данной методики, с занесением результата в протокол поверки.

• 6.4.2.10 Последовательно проводят определение абсолютной погрешности в реперных точках №№ 2,3,4 и 5. Приготовление смесей нефть (нефтепродукт) - вода осуществляют в соответствии с эксплуатационной документацией УП.

• 6.4.2.11 Прокачивают смесь по гидравлическому контуру не менее 10 минут после достижения температуры смеси требуемого значения.

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

• 6.4.2.13 Проводят определение 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 УП.

• 6.4.2.14 Гидравлический контур УП промывают сначала дизельным топливом, затем спиртом, сушат.

• 6.4.2.15 Заполняют гидравлический контур УП раствором хлористого натрия в дистиллированной воде, исключая попадание воздуха в систему и образования воздушных пробок.

• 6.4.2.16 Удаляют воздух из гидравлического контура.

• 6.4.2.17 Прокачивают раствор по гидравлическому контуру не менее 10 минут после достижения температуры раствора требуемого значения.

• 6.4.2.18 За действительное значение влагосодержания смеси в реперной точке № 6, принимают 100 % объемной доли воды.

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

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

• 6.4.2.21 В случае если абсолютная погрешность влагомера в реперной точке № 6 превышает допустимое значение, указанное в таблице 9 проводят калибровку влагомера в соответствии с его руководством по эксплуатации, после чего повторно снимают показания влагомера и проводят определение абсолютной погрешности полученных результатов согласно пункту 7 данной методики, с занесением результата в протокол поверки.

• 6.4.2.22 Проводят определение абсолютной погрешности в реперной точке № 7. Приготовление смеси нефть (нефтепродукт) - вода осуществляют в соответствии с эксплуатационной документацией УП.

• 6.4.2.23 Прокачивают смесь по гидравлическому контуру не менее 10 минут после достижения температуры смеси требуемого значения.

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

• 6.4.2.25 Проводят определение 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 УП.

Абсолютную погрешность влагомера вычисляют по формуле:

Dабс = WВЛ - Wд     (1)    ,

где: W%n - значение влагосодержания, измеренное влагомером, % объемной доли воды;

W^- - действительное значение влагосодержания смеси, приготовленной посредством УП, % объемной доли воды.

Абсолютная погрешность влагомера не должна превышать пределов, указанных в таблицах 6 - 9.

Таблица 6. Пределы абсолютной погрешности для влагомеров модели L с диапазоном измерения влагосодержания 0-:-4 % объемной доли воды.

Таблица 7. Пределы абсолютной погрешности для влагомеров модели L с диапазоном измерения влагосодержания 0-:-10 % объемной доли воды.

Таблица 8. Пределы абсолютной погрешности для влагомеров модели L с диапазоном измерения влагосодержания 0-:-20 % объемной доли воды.

Таблица 9. Пределы абсолютной погрешности для влагомеров модели F.

• 8.1 Влагомер считается прошедшим поверку, если его абсолютная погрешность во всем диапазоне измерения объемного влагосодержания не выходят за установленные пределы.

• 8.2 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке влагомера в соответствии с требованиями правил по метрологии «ГСИ. Поверка средств измерений. Организация и порядок проведения». На оборотной стороне свидетельства о поверке влагомера указывают:

• - диапазон измеряемого влагосодержания смеси, % объемной доли воды;

• - значения пределов абсолютной погрешности измерений влагосодержания смеси, % объемной доли воды.

• 8.3 При отрицательных результатах поверки влагомер к эксплуатации не допускают, свидетельство о поверке аннулируют и выдают извещение о непригодности в соответствии с ПР 50.2.006.

• 8.4 Протокол поверки оформляют в соответствии с приложением Б настоящей инструкции.

Метод вычисления значения токового сигнала калибратор тока для использования функции автоматической коррекции результатов измерений влагосодер-жания при изменении плотности анализируемой смеси.

Ток на выходе калибратора (I, мА) рассчитывается по формуле:

(ртах -

где        - текущая плотность смеси, кг/м³;

диапазона), кг/м³.

Значения £    ■ и      ■ должны быть введены в электронный блок влагоме

ра.

Пример1. В электронный блок влагомера веден диапазон значений плотности анализируемой смеси от 750 до 900 кг/м³. Таким образом, смеси с плотностью 750 кг/м³ будет соответствовать ток 4 мА, смеси с плотностью 900 кг/м³ - ток 20 мА.

Поверка проводится при температуре смеси равной 20 °С.

Плотность осушенной нефти при температуре 20 °С равна 800 кг/м³.

Ток, соответствующий плотности осушенной нефти, будет равен:

16 + 4 = 9,3333 мА

Пример 2. В электронный блок влагомера веден диапазон значений плотности анализируемой смеси от 750 до 900 кг/м³.

Поверка проводится при температуре смеси равной 40 °С.

Плотность осушенной нефти при температуре 40 °С равна 784,6 кг/м³.

Ток, соответствующий плотности осушенной нефти, будет равен:

I

16 + 4 = 7,6907 мА

Пример 3. В электронный блок влагомера веден диапазон значений плотности анализируемой смеси от 750 до 900 кг/м³.

Поверка проводится при температуре смеси равной 20 °С.

Плотность осушенной нефти при температуре 20 °С равна 800 кг/м³. Влагосодержание смеси в данной реперной точке 10 % объемной доли воды.

Плотность дистиллированной воды при температуре 20 °С равна 998,2 кг/м³. Плотность смеси (£ , кг/м³) равна:

998,2      800

Р = -777— ■ Ю + — ■ 90 = 819,82

^н 100      100

Ток, соответствующий плотности смеси, будет равен:

(обязательное)

П Р О Т О К О Л поверки

Влагомер нефти поточный модели L фирмы «Phase Dynamics, Inc.»

Зав.номер______________ Дата выпуска__

Владелец__________________________________

Место проведения поверки ______________________________________

Условия поверки:

Температура окружающей среды, °С         __________

Влажность воздуха, %                      __________

Атмосферное давление, кПа                __________

Результаты поверки:

Определение абсолютной погрешности влагомера

Вывод: абсолютная погрешность влагомера не превышают (превышают) допустимые значения. Влагомер признан пригодным (не пригодным) к эксплуатации.

Поверку провел:

должность

Дата проведения поверки:

подпись                              Ф.И.О.

__________20__ г.