Методика поверки «ГСОЕИ ВЛАГОМЕРЫ ЭТАЛОННЫЕ КОМПАРАТОРЫ УДВН-30эп» (МП 1189-6-20)

ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ РАСХОДОМЕТРИИ -ФИЛИАЛ ФЕДЕРАЛЬНОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО УНИТАРНОГО ПРЕДПРИЯТИЯ «ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ МЕТРОЛОГИИ ИМ.Д.И.МЕНДЕЛЕЕВА»

ВНИИР - филиал ФГУП «ВНИИМ им.Д.И.Менделеева»

УТВЕРЖДАЮ

А.С./

2020 г.

Государственная система обеспечения единства измерений

ВЛАГОМЕРЫ ЭТАЛОННЫЕ (КОМПАРАТОРЫ) НЕФТИ ПОТОЧНЫЕ УДВН-ЗОэп

Методика поверки

МП 1189-6-20

а НИО-6

А.Г. Сладовский

432720363

Казань

2020

ВНИИР - филиал ФГУП «ВНИИМ им.Д.И.Менделеева»

Сладовский А.Г., Чевдарь А.Н., Садыков И.И.

ВНИИР - филиал ФГУП «ВНИИМ им.Д.И.Менделеева»

2020 г.

СОДЕРЖАНИЕ

• 1. ОПЕРАЦИИ ПОВЕРКИ

• 2. СРЕДСТВА ПОВЕРКИ

• 3. ТРЕБОВАНИЯ ТЕХНИКИ БЕЗОПАСНОСТИ И ТРЕБОВАНИЯ К

КВАЛИФИКАЦИИ ПОВЕРИТЕЛЕЙ

• 4. УСЛОВИЯ ПОВЕРКИ

• 5. ПОДГОТОВКА К ПОВЕРКЕ

• 6. ПРОВЕДЕНИЕ ПОВЕРКИ

• 7. ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ПОВЕРКИ

ПРИЛОЖЕНИЕ А

Настоящая методика поверки (далее - МП) распространяется на влагомеры эталонные (компараторы) нефти поточные УДВН-ЗОэп (далее - влагомеры) и устанавливает методику первичной поверки при выпуске из производства и после ремонта, а также периодической поверки при эксплуатации.

Влагомеры предназначены для автоматического измерения объемного влагосодержания нефти, нефтепродуктов и газоконденсатов. Влагомеры используются в качестве рабочего эталона 2-го разряда по ГОСТ 8.614-2013 ГСП. Государственная поверочная схема для средств измерений объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов при проведении поверки, градуировки и контроля метрологических характеристик влагомеров нефти и нефтепродуктов.

Интервал между поверками - один год.

При проведении поверки выполняют операции, приведенные в Таблице 1.

Таблица 1 - Операции при проведении первичной или периодической поверки

При проведении поверки применяют следующие средства поверки:

• 2.1 Рабочий эталон единицы объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов 1 разряда в соответствии с ГОСТ 8.614-2013 - установка поверочная (далее - УП). УП должна:

• - обеспечивать монтаж влагомеров в гидравлический контур;

• - обеспечивать циркуляцию смеси нефть (нефтепродукт) - вода через влагомер со значением расхода, позволяющим поддерживать стабильную эмульсию нефть (нефтепродукт) - вода;

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

• - быть оборудована термостатом, обеспечивающим поддержание температуры смесей при температуре поверки со стабильностью ± 1 °C.

2.2. Титратор по методу К. Фишера с относительной погрешностью определения количества воды не более ±3 %.

• 2.3 Барометр, диапазон измерений от 80 до 106,7 кПа.

• 2.4 Психрометр, диапазон измерений относительной влажности от 30 до 80%.

• 2.5 Ареометры или плотномер для нефти (нефтепродуктов) с пределом допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,5 кг/м³.

• 2.6 Измерители температуры с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,2 °C.

• 2.7  Установка осушки нефти (при отсутствии нефти (нефтепродукта) с влагосодержанием меньше 0,15 % об.);

• 2.8 Нефть по ГОСТ Р 51858-2002 или нефтепродукт с влагосодержанием не более 0,15 %, об. доли воды;

• 2.9 Вода дистиллированная по ГОСТ 6709-72;

• 2.10 Бензин-растворитель по ГОСТ 26377-84;

• 2.11 Хлористый натрий квалификации «Чистый» по ГОСТ 4233-77;

• 2.12 Применяемые при поверке эталоны должны быть утверждены в установленном порядке и иметь действующие свидетельства об аттестации или свидетельства о поверке.

• 2.13 Применяемые при поверке средства измерений должны быть поверены и иметь действующие свидетельства о поверке или оттиски поверительных клейм.

• 2.14 Применяемые при поверке средства измерений должны быть поверены и иметь действующие свидетельства о поверке или оттиски поверительных клейм.

• 2.15 Рекомендуется проводить поверку на смесях, созданных на основе нефти, данные о которой внесены в память влагомера. В противном случае перед проведением поверки необходимо провести калибровку влагомера в соответствии с его руководством по эксплуатации.

• 2.16 Допускается применять другие средства измерений и вспомогательные устройства и материалы, 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 первичной и периодической поверки соблюдают следующие условия:

• - температура окружающего воздуха, °C                                       20 ± 5;

• - атмосферное давление, кПа                                                  100 ± 5;

• - относительная влажность, %, не более                                            80;

• - температура смеси, °C                                                          20 ± 5.

Перед проведением поверки выполняют следующие работы.

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

• 5.2 Подготавливают посуду для дозирования воды.

• 5.3 Промывают внутренние полости влагомера и вспомогательного оборудования бензином или другим растворителем, сушат.

• 5.4 Подготовка нефти.

  • 5.4.1 В соответствии с РЭ влагомера выбирают нефть, внесенную в память влагомера.

  • 5.4.2 В случае, если в наличии нет нефти, внесенной в память влагомера, поверку рекомендуется проводить на имеющейся нефти (нефтепродукте) с изменением, при необходимости, коэффициента А_од или остальных коэффициентов в записанной в памяти влагомера характеристике (например, в базовой или другой близкой по свойствам характеристике) согласно п. 9.1.3 РЭ. После проведения поверки коэффициенты в памяти влагомера следует изменить на первоначальные.

  • 5.4.3 Подготавливают выбранную нефть (нефтепродукт), при необходимости (если влагосодержание превышает 0,15 % об.) проводят осушку нефти (нефтепродукта) на установке осушки нефти согласно руководству по эксплуатации на установку.

Измеряют плотность подготовленной нефти (нефтепродукта) при температуре поверки и заносят данные по нефти (нефтепродукту) (плотность и сортность) в приложение к протоколу поверки.

• 5.5 Подготавливают влагомер к работе согласно РЭ на поверяемый влагомер.

• 6.1 Внешний осмотр

При внешнем осмотре проверяют комплектность и устанавливают соответствие влагомера следующим требованиям:

на влагомере отсутствуют механические повреждения, дефекты покрытия, ухудшающие внешний вид и препятствующие применению;

надписи и обозначения четкие и соответствуют требованиям технической документации.

• 6.2 Опробование

При опробовании влагомера проводят проверку функционирования влагомера, подключают первичный преобразователь к блоку индикации, проверяют наличие сортов нефти, записанных в память влагомера, во вкладке меню «Сорт нефти».

Результат опробования признан положительным, если установлена связь первичного преобразователя с блоком индикации, при этом дисплее не должно быть надписи «НЕИСПРАВНОСТЬ» или «НЕТ СВЯЗИ», а в память влагомера внесены 1 или более сортов нефти.

• 6.3 Подтверждение соответствия ПО влагомера

Подтверждение соответствия ПО включает:

• - определение идентификационного наименования ПО;

• - определение номера версии (идентификационного номера) ПО.

Для идентификации наименования и идентификационного номера ПО нужно в главном меню выбрать строку «Информация» и нажать ВВОД. На дисплее отобразятся сведения о ПО. Результат подтверждения соответствия ПО считается положительным, если полученные идентификационные данные ПО соответствуют идентификационным данным, указанным в описании типа влагомера.

• 6.4 Определение метрологических характеристик

Определение абсолютной погрешности поверяемого влагомера проводят методом прямого сравнения объемного влагосодержания в эмульсиях, воспроизводимых с помощью УП, и показаний влагомера.

• 6.4.1 Выбор реперных точек

  • 6.4.1.1  Абсолютную погрешность влагомеров определяют в реперных точках, соответствующих начальному влагосодержанию, а также 15 ± 5, 30 ± 5, 50 ± 5, и 90 ± 5 % диапазона измерений влагомера (соответственно реперные точки n = 1, 2, 3, 4, 5). Температура смеси при определении абсолютной погрешности влагомера должна составлять 20 ± 5 °C, изменение температуры смеси при этом не должно превышать ± 1,0 °C.

  • 6.4.1.2 Возможно проведение поверки влагомера для диапазона измерений от 0,01 до 10 или от 0,01 до 20 % объемной доли воды, при этом реперные точки должны соответствовать условиям, указанным в п. 6.4.1.1.

• 6.4.2 Определение абсолютной погрешности влагомера

Определение абсолютной погрешности влагомера проводят для нефти (нефтепродукта), приготовленной в соответствии с п.5.4 настоящей МП.

Устанавливают первичный преобразователь влагомера на УП и в соответствии с РЭ на УП подготавливают УП к работе. Заполняют нефтью (нефтепродуктом) рабочий объем УП и производят перемешивание нефти в течении 5-7 мин. В соответствии с РЭ на влагомер проводят измерение влагосодержания W(_B.i)i. Отбирают пробу из нефти, перемешанной в УП, для измерения начального влагосодержания Wi на титраторе по методу К. Фишера. В случае необходимости (W(_Bn)i t Wi) значение коэффициента А_ол (для соответствующей нефти) изменяют (в соответствии с РЭ на влагомер) на рассчитанное по формуле:

АоЩновое) ^— W1 W(_M)1 ± АоЩстарое),                         (1)

где АоЩстарое) - значение А_од для нефти (см. Приложение №1 паспорта на влагомер).

Приготавливают поверочные пробы в реперных точках п = 2, 3, 4, 5 и определяют их влагосодержание W_n в соответствии с РЭ на УП.

После приготовления каждой поверочной пробы влагомером измеряют ее влагосодержание W(_Bn)_n. Значения W_n и W(_Bj1)n заносят в приложение к протоколу поверки.

Основную абсолютную погрешность (AW_n) вычисляют по формуле:

AW_n = W(_M)n - W_n                              (2)

• 6.5 Если AW_n хотя бы в одной реперной точке превышает нормированные значения погрешности для поверяемого влагомера, указанные в таблице 2, то влагомер подлежит калибровке в соответствии с методикой, приведенной в РЭ, и повторной поверке.

Таблица 2 - Пределы допускаемой абсолютной погрешности

*W - измеренное влагомером значение влагосодержания, объемная доля воды, %

Влагомер считается прошедшим поверку, если его погрешность во всех точках не превышает значений, указанных в таблице 2.

• 7.1 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».

• 7.2 При отрицательных результатах поверки влагомер к эксплуатации не допускают и выдают извещение о непригодности с указанием причин по форме, приведенной в приложении 2 Приказа Министерства промышленности и торговли Российской Федерации № 1815 от 2 июля 2015 года «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».

• 7.3 Протокол поверки рекомендуется оформлять в соответствии с приложением А настоящей методики.

ПРИЛОЖЕНИЕ А

ПРОТОКОЛ ПОВЕРКИ №__________ Стр. _ из _

Обозначение:   ______Влагомер эталонный (компаратор) нефти поточный УДВН-ЗОэп______

Зав. номер:       _______________________ Дата выпуска ______________________

Принадлежность:   _________________________________________________________________

Методика поверки: _________________________________________________________________

Место проведения поверки:    _________________________________________________________

Условия проведения поверки:

Температура окружающей среды, °C                ________________

Влажность воздуха, %                             _________________

Атмосферное давление, кПа

Температура смеси, °C                             _________________

РЕЗУЛЬТАТЫ ПОВЕРКИ

• 1. Внешний осмотр:

• 2. Опробование:

• 3. Подтверждение соответствия ПО влагомера:

• 4. Определение метрологических характеристик.

  Нефть (нефтепродукт)

название («сортность»)

плотность, кг/м³

Заключение: __________________________________________________________________

9