Меню Рубрики

Установка поверки поточных влагомеров

УСТАНОВКА ДЛЯ ПОВЕРКИ ВЛАГОМЕРОВ НЕФТИ УПВ

Установки поверки влагомеров нефти (УПВ) предназначены для приготовления поверочных проб и поверки всех типов имеющихся в эксплуатации влагомеров нефти в динамическом режиме.

Конструкция установок обеспечивает отсутствие застойных зон, полный слив отработанной жидкости, исключает образование свободного газа, предусматривает возможность замены отдельных узлов, а также обеспечивает безопасность и удобство работы и монтажа.

Краткое описание установок:

УПВ-М-100-Р-150

Установка поверки поточных влагомеров нефти УПВ-М-100-Р-150 предназначена для приготовления поверочных проб, проведения градуировки и поверки (калибровки) поточных влагомеров нефти.

Установка аттестуется в качестве рабочего эталона единицы объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов 2-го разряда по ГОСТ 8.614-2013.

Диапазон влагосодержания поверочных проб 0-100 %, об. доли воды.

Способ приготовления водонефтяной эмульсии – ручной.

Технические характеристики:

Объем приготавливаемой поверочной пробы, л (дм3)

Точность поддерживания температуры поверочной пробы при циркуляции, ºС

Частота напряжения питания, Гц

Потребляемая мощность, кВт не более

Диапазон регулирования рабочего давления в контуре МПа

Габаритные размеры, мм, не более

Диаметр условных проходов первичных измерительных преобразователей до Ду

Диапазон приготовления поверочных проб в динамическом режиме, объемные доли воды %.

Метрологические характеристики:

Диапазоны влагосодержания поверочных проб, об. доли воды, %

Абсолютная погрешность аттестации поверочных проб, об.доли воды , %

УПВ-С-100-А-150

  • Установка поверки поточных влагомеров нефти автоматизированная УПВ-С-100-А-150 предназначена приготовления поверочных проб, проведения градуировки и поверки (калибровки) поточных влагомеров нефти.
  • Установка обеспечивает дозирование путем добавления автоматически рассчитанного количества воды или нефти в замкнутый гидравлический контур установки.
  • Дозирование производится с помощью лабораторных весов по линиям подачи нефти и воды. Система перемешивания с помощью насоса, статического миксера обеспечивает равномерный поток эмульсии через поверяемый влагомер.
  • Функционирование установки контролируется автоматической системой управления
    (АРМ оператора).
  • По результатам поверки (калибровки) распечатывается протокол поверки (калибровки) и делается архивная запись в базу данных.
  • Процесс процедур калибровки и поверки автоматизирован. После заполнения установки начальной жидкостью и пуска происходит автоматическое добавление и дренаж поверочной жидкости для обеспечения рассчитанных поверочных точек влагосодержания.

Установка аттестуется в качестве рабочего эталона единицы объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов 1-го или 2-го разряда по ГОСТ 8.614-2013.

Диапазон влагосодержания поверочных проб 0-100 %, об. доли воды.

Способ приготовления водонефтяной эмульсии – автоматический.

Технические характеристики:

Объем приготавливаемой поверочной пробы, л (дм3)

Погрешность измерения температуры смеси, ºС

Диапазон регулирования температуры смеси, ºС

Диапазон давления в рабочем контуре, МПа, не более

Потребляемая мощность, кВт, не более

Габаритные размеры, Д×Ш×В, мм, не более

Диаметр условных проходов первичных измерительных преобразователей до Ду

Метрологические характеристики:

Диапазоны влагосодержания поверочных проб, об. доли воды, %

Абсолютная погрешность аттестации поверочных проб, об.доли воды , %

источник

Установки влагомерные УКПВ мод. Т, С

Установки влагомерные УКПВ модели Т, С (установки УКПВ) предназначены для воспроизведения объемной доли воды в образце нефти (нефтепродуктов). Установки относятся к рабочим эталонам 2-го разряда в соответствии с ГОСТ 8.614-2013 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов».

Скачать

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 60673-15
Наименование Установки влагомерные
Модель УКПВ мод. Т, С
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 1 год
Срок свидетельства (Или заводской номер) 21.05.2020
Производитель / Заявитель

ООО «Домодедовский опытный машиностроительный завод» (ДОМЗ), г.Домодедово

Назначение

Установки влагомерные УКПВ модели Т, С (установки УКПВ) предназначены для воспроизведения объемной доли воды в образце нефти (нефтепродуктов). Установки относятся к рабочим эталонам 2-го разряда в соответствии с ГОСТ 8.614-2013 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов».

Описание

Принцип действия установки УКПВ основан на воспроизведении задаваемого значения объёмной доли воды в водонефтяной смеси путём добавления рассчитанных доз воды или нефти в известный объём водонефтяной смеси, перекачиваемой по замкнутому контуру трубопроводов при заданных условиях, и на непосредственном сличении объемной доли воды в создаваемых поверочных жидкостях и показаний исследуемого поточного влагомера.

Установка УКПВ состоит из комплекта средств измерений, смонтированных в гидравлическом контуре блока технологического (БТ), системы дозирования, системы охлаждения, системы обработки информации (СОИ), оборудования, предназначенного для подготовки нефти и определения начального влагосодержания. Установка выпускается двух моделей, внешний вид показан на рис. 1, 2.

В состав установки УКПВ входят следующие СИ, зарегистрированные в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений:

— контрольный влагомер УДВН-1пм — для наблюдения за процессом перемешивания и образованием устойчивой водонефтяной смеси установки УКПВ-Т;

— контрольный измеритель обводненности Red Eye 2G — для наблюдения за процессом перемешивания и образованием устойчивой водонефтяной смеси установки УКПВ-С;

— счетчики-расходомеры массовые MicroMotion, мод. CMF;

— преобразователи давления измерительные 3051;

— преобразователи измерительные Rosemount 644;

— термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65;

— манометры деформационные с трубчатой пружиной серии 2;

— расходомеры жидкости турбинные типов РТF и PNF;

— цилиндры мерные лабораторные стеклянные 1-го и 2-го классов точности;

— титраторы автоматические 870 TitrinoPlus;

— весы лабораторные ЕТ 20000П-Т;

— весы лабораторные электронные СЕ 6202-С;

— комплекс измерительно-вычислительный ОКТОПУС-Л (OCTOPUS-L).

В зависимости от модели и исполнения установки УКПВ СИ, входящие в ее состав, могут быть заменены производителем на аналогичные, зарегистрированные в информационном фонде, с метрологическими характеристиками не хуже, чем у приведенных и имеющие соответствующие взрывозащищенные исполнения.

Установки УКПВ предназначены для работы в лабораторных помещениях, класс взрывоопасной зоны по ПУЭ В-1б для БТ.

Маркировка взрывозащищенного оборудования БТ, контактирующего с нефтепродуктами, приведена в таблице 1:

Приборы, входящие в состав установки УКПВ-Т

Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм

первичный преобразователь 1ExibIIAT6 X

Расходомеры жидкости турбинные типов РТБ и PNF

Преобразователи давления измерительный 3051

0ЕxiaПCT4/T5 X или mxidnCT5/T6 X

Термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65

1ЕxiaПCT6 X или 1ЕxidПCT6. Т1 X

Преобразователи измерительные Rosemount 644

1ЕxdПCT6. Т1 Х или 0ЕхiaПCT4,T5

Весы лабораторные электронные СЕ 6202-С

Манометры деформационные с трубчатой пружиной серии 2

неэлектрическое оборудование, группа II, взрывобезопасное, вид защиты «с»

Комплекс измерительновычислительный ОКТОПУС-Л (OCTOPUS-L)

Приборы, входящие в состав установки УКПВ-С

Титратор автоматический 870 TitrinoPlus

Весы лабораторные ЕT 20000П-Т

Контрольный измеритель обводненности RedEye 2G

Преобразователь давления измерительный 3051

0ЕxiaПCT4/T5 X или mxidnCT5/T6 X

Термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65

1ЕxiaПCT6 X или 1ЕxidПCT6. Т1 X

Преобразователи измерительные Rosemount 644

1ЕxdПCT6. Т1 Х или 0ЕхiaПCT4,T5

Манометры деформационные с трубчатой пружиной серии 2

неэлектрическое оборудование, группа II, взрывобезопасное, вид защиты «с»

Счетчики-расходомеры массовые MicroMotion, мод. CMF025

Расходомеры жидкости турбинные типов РТF и PNF

Комплекс измерительновычислительный ОКТОПУС-Л (OCTOPUS-L)

Примечание: * Используются вне опасной зоны

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) установки УКПВ состоит из ПО измерительновычислительного комплекса (ИВК) и ПО автоматизированного рабочего места оператора (АРМ оператора), является автономным и предназначено для управления работой установки и процессом измерений, а также хранения, передачи и обработки полученных данных. ПО входит в комплект поставки установки и является его неотъемлемой частью.

Идентификационные данные метрологически значимой части ПО приведены в таблице 2.

Идентификационные данные программного обеспечения

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

ПО «Rate. АРМ оператора УУН»

Степень защиты программного обеспечения от преднамеренных или непреднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.

Влияние программного обеспечения учтено при нормировании метрологических характеристик. К метрологически значимой части ПО относится файл: RateCalc.dll.

Технические характеристики

Основные метрологические и технические характеристики приведены в таблице 3.

Таблица 3 — Основные метрологические и технические характеристики установок УКПВ

Диапазон воспроизведения объемной доли воды, %

Пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведения объемной доли воды, % в диапазоне объемной доли воды от 0,02 до 2 %

в диапазоне свыше 6 до 10 %

в диапазоне от 0,05 до 10 % в диапазоне свыше 10 до 20 % в диапазоне свыше 20 до 60 % в диапазоне свыше 60 до 99,9 %

Номинальный /максимальный объем поверочной жидкости, дм3

Номинальный /максимальный расход поверочной жидкости, м3/ч

Диапазон измерений температуры поверочной жидкости, °С

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры поверочной жидкости, °С

Давление жидкости в гидравлическом тракте, МПа, не более

Напряжение питания переменным током: трехфазное напряжение, В однофазное напряжение, В частота, Гц

Потребляемая мощность, В-А, не более

— температура окружающего воздуха, °С

— относительная влажность окружающего воздуха, %

20 ± 5 от 30 до 80 от 84 до 106

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист эксплуатационной документации установки УКПВ и на маркировочную табличку установки.

Комплектность

— установка влагомерная УКПВ модель Т,С;

— комплект запасных частей и принадлежностей (по заказу);

— руководство по эксплуатации;

— методика поверки МП 2302-080-2014.

Поверка

осуществляется по документу МП 2302-080-2014 «Установки влагомерные УКПВ модели Т, С. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в июле

Основные средства поверки:

— измеритель плотности вибрационный ВИП-2МР (лабораторный), диапазон измерения плотности от 0,65 до 2,0 г/см ; пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности ± 0,0001 г/см ;

— весы лабораторные электронные СЕ 6202-С, высокого класса точности по ГОСТ 53228-2008 с НПВ 6200 г, цена деления 10 мг;

— комплект гирь номинальными массами 0,5 кг, 1 кг, 3 х 2 кг и 5 кг к.т. F1 по ГОСТ 7328-2001;

— эталонный платиновый термометр сопротивления ЭТС-100 3-его разряда по ГОСТ 8.558-2009;

— преобразователь сигналов ТС и ТП «Теркон» в режиме измерения сопротивления, диапазон от 0 до 2000 Ом, погрешность ±(0,02 % от показаний +0,005 % от диапазона) Ом.

Сведения о методах измерений

приведены в руководствах по эксплуатации 0686.00.00.000 РЭ «Установки влагомерные УКПВ модели Т» и 0687.00.00.000 РЭ «Установки влагомерные УКПВ модели С».

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к установкам влагомерным УКПВ моделей Т, С

1. ГОСТ 8.614-2013 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов».

2. Технические условия ТУ 4381-004-97243614-2014.

источник

МИ 2366-2005
Рекомендация. Государственная система обеспечения единства измерений. Влагомеры нефти типа УДВН. Методика поверки

Купить МИ 2366-2005 — бумажный документ с голограммой и синими печатями. подробнее

Распространяем нормативную документацию с 1999 года. Пробиваем чеки, платим налоги, принимаем к оплате все законные формы платежей без дополнительных процентов. Наши клиенты защищены Законом. ООО «ЦНТИ Нормоконтроль»

Наши цены ниже, чем в других местах, потому что мы работаем напрямую с поставщиками документов.

Способы доставки

  • Срочная курьерская доставка (1-3 дня)
  • Курьерская доставка (7 дней)
  • Самовывоз из московского офиса
  • Почта РФ

Рекомендация распространяется на влагомеры поточные и лабораторные типа УДВН, предназначенные для измерений влагосодержания нефти и нефтепродуктов и устанавливает методику их первичной и периодической поверок.

Оглавление

3. Требования к квалификации поверителей

4. Требования безопасности

7.3 Определение основной абсолютной погрешности

8. Оформление результатов поверки

Приложение А. Протокол поверки влагомера нефти типа УДВН

Этот документ находится в:

Организации:

Чтобы бесплатно скачать этот документ в формате PDF, поддержите наш сайт и нажмите кнопку:

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НАУЧНЫЙ МЕТРОЛОГИЧЕСКИЙ ЦЕНТР

Федеральное государственное унитарное предприятие

ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ
ИНСТИТУТ РАСХОДОМЕТРИИ (ФГУП ВНИИР)

ФЕДЕРАЛЬНОГО АГЕНТСТВА ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И
МЕТРОЛОГИИ

ГОСУДАРСТВЕННАЯ СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ
ЕДИНСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

ВЛАГОМЕРЫ НЕФТИ ТИПА
УДВН

Государственным научным метрологическим центром Всероссийским научно-исследовательским институтом расходометрии (ГНМЦ ВНИИР)

ГНМЦ ВНИИР 29 декабря 2005 г.

Настоящая рекомендация распространяется на влагомеры поточные и лабораторные типа УДВН (далее влагомеры), предназначенные для измерений влагосодержания нефти и нефтепродуктов и устанавливает методику их первичной и периодической поверок.

Межповерочный интервал 1 год.

1. ОПЕРАЦИИ ПОВЕРКИ

При проведении поверки влагомеров должны быть выполнены следующие операции:

— определение основной абсолютной погрешности (п. 7.3).

2. СРЕДСТВА ПОВЕРКИ

При проведении поверки применяют следующие средства поверки, вспомогательное оборудование, материалы и реактивы:

— установка для поверки влагомеров нефти УПВ ТУ 4318-021-25567981-2002 (далее — установка УПВ), в составе:

комплект средств дозирования воды и нефти.

— титратор DL 32 по методу К. Фишера с абсолютной погрешностью измерений не более 0,03 % об. долей воды;

— весы лабораторные электронные, с наибольшим пределом взвешивания 6 кг, с пределами допускаемой погрешности ± 0,05 г по ГОСТ 24104;

— пипетки градуированные 1-2-1-2, 1-2-1-5 по ГОСТ 29228;

— емкость герметичная вместимостью 2 дм 3 ;

— емкость стеклянная, с узким горлом и герметичной пробкой вместимостью 0,5 дм 3 ;

— устройство перемешивающее компактное УПК ТУ 4318-022-25567981-2005 (далее — перемешивающее устройство);

— барометр-анероид метеорологический БАММ-1 по ТУ 25-11.1513-19;

— гигрометр психрометрический ВИТ-1 (ВИТ-2) по ТУ 25-11.1645-84;

— термометр группы 3 с диапазоном измерений 0 . 55 °C по ГОСТ 215;

— прокладка резиновая, мягкая, масло-бензостойкая, размером 10´10 см, толщиной 3 . 5 мм;

— нефть по ГОСТ Р 51858 с влагосодержанием не более 0,2 %, об. долей воды * ;

* При периодической поверке рекомендуется использовать нефть с объекта эксплуатации влагомера.

— хромовая смесь (60 г двухромого калия, 1 дм 3 серной кислоты и 1 дм 3 дистиллированной воды);

Допускается применение других средств измерений и вспомогательных устройств с аналогичными или лучшими характеристиками.

3. ТРЕБОВАНИЯ К КВАЛИФИКАЦИИ ПОВЕРИТЕЛЕЙ

К проведению поверки допускают лиц, достигших 18 лет, имеющих соответствующее техническое образование, аттестованных в качестве поверителя и имеющие опыт работ в данной области. Лица, проводящие поверку, должны изучить руководство по эксплуатации поверяемых средств измерений и средств поверки, приведенных в настоящем документе и пройти инструктаж по технике безопасности.

4. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ

При проведении поверки соблюдают следующие требования безопасности:

4.1. Помещение для проведения поверки по пожарной опасности должно относится к категории А и соответствовать требованиям «Правил пожарной безопасности для промышленных предприятий», утвержденным Главным управлением пожарной охраны МВД РФ.

4.2. Легковоспламеняющиеся жидкости следует хранить в стеклянных банках Б-1 или склянках С-1 с притертыми пробками вместимостью 5 л (группа фасовки VI) по ГОСТ 3885, которые помещают в закрывающиеся металлические ящики со стенками и дном, выложенными негорючими материалами.

4.3. При проведении поверки должны выполняться требования «Правил технической эксплуатации электроустановок» (ПТЭ), «Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителем» (ПТБ), требования мер безопасности, указанные в эксплуатационной документации на средства поверки и поверяемые влагомеры, а также специальные требования техники безопасности, действующие на предприятии.

5. УСЛОВИЯ ПОВЕРКИ

При проведении первичной и периодической поверки, соблюдают следующие условия:

— температура окружающего воздуха, °C

— относительная влажность, %, не более

— температура поверочных проб, °C

— изменение температуры поверочных проб в процессе измерения влагосодержания, °C

6. ПОДГОТОВКА К ПОВЕРКЕ

Перед проведением поверки в лабораторных условиях выполняют следующие работы:

6.1. Проверяют наличие действующих свидетельств о поверке на используемые средства измерений.

6.2. Химическую посуду для дозирования воды промывают хромовой смесью, ополаскивают дистиллированной водой и сушат.

6.3. Промывают внутренние полости влагомера и вспомогательного оборудования бензином, тщательно сушат.

6.4. Подготавливают нефть, при необходимости проводят осушку нефти на установке осушке нефти согласно руководству по эксплуатации (далее — РЭ) на установку УПВ.

6.5. Измеряют плотность подготовленной нефти (ρн) ареометром при температуре поверки.

6.6. Подготавливают влагомер к работе согласно паспорту на поверяемый влагомер.

6.7. При поверке поточных влагомеров присоединяют первичный преобразователь, согласно РЭ на установку УПВ. Заполняют диспергатор подготовленной нефтью с помощью емкости. Заполняют емкость нефтью, взвешивают (М1). Нефть выливают в диспергатор, емкость с остатками нефти взвешивают (М2).

Вычисляют массу залитой нефти (Мн) по формуле

Вычисляют объем залитой в диспергатор нефти (Vн) по формуле

Общий объем залитой нефти (Vн) записывают в рабочем журнале.

6.8. Производят перемешивание нефти на установке УПВ в течение 5 — 7 мин.

6.9. Отбирают пробу нефти (Vот), для измерения начального влагосодержания (W) на титраторе DL 32 по методу К. Фишера

Примечание: Для измерения начального влагосодержания можно использовать также установку поверочную дистилляционную УПВН-2.01 по ТУ 50.582-86, или эталонный влагомер типа ЭУДВН-1 л, или методику выполнения измерений по МИ 2954-2005.

6.10. Вычисляют оставшийся в диспергаторе после отбора пробы нефти объем нефти (Vн) по формуле:

6.11. При поверке лабораторного и мобильного влагомера заполняют установку подготовленной нефтью без присоединенного первичного преобразователя поточного влагомера, отбирают пробу нефти и измеряют начальное влагосодержание (W), выполняя операции по п. 6.7 — 6.10.

6.12. При поверке влагомеров товарной нефти без диспергатора (только для нефтей, образующих устойчивую эмульсию) подготовленную нефть наливают в канистру объемом 2 дм 3 , тщательно перемешивают и измеряют начальное влагосодержание (W), отобрав из канистры необходимое для анализа количество нефти.

7. ПРОВЕДЕНИЕ ПОВЕРКИ

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.

При опробовании влагомеров проверяют функционирование влагомера и проверку значений параметров калибровочных коэффициентов А, В, С, Kt согласно инструкции по эксплуатации. Значения параметров калибровочных коэффициентов влагомера должны совпадать с значениями указанными в приложении к паспорту поверяемого влагомера.

Если значения А, В, С, Kt не соответствуют значениям указанными в приложении к паспорту — поверяемый влагомер подлежит переградуировке.

Примечание: Проверку значений параметров калибровочных коэффициентов проводят только при наличии у влагомеров функций сервиса и контроля параметров

7.3. Определение основной абсолютной погрешности

Определение основной абсолютной погрешности поверяемого влагомера в лабораторных условиях, проводят методом прямого измерения влагосодержания, воспроизводимого поверочными пробами в реперных точках.

Основную абсолютную погрешность влагомеров товарной нефти, с диапазоном измерения до 2 % об. доли воды, определяют в реперных точках соответствующих 20, 50, и 80 % диапазона измерений влагомера.

Основную абсолютную погрешность поточных влагомеров нефти, с диапазоном измерения более 2 % об. доли воды, определяют в реперных точках соответствующих 10, 30, 50, 70 и 90 % диапазона измерений влагомера.

Допускаемое отклонение от расчетного влагосодержания в реперной точке не должно превышать ± 5 %.

7.3.1. Определение основной абсолютной погрешности всех типов влагомеров

7.3.1.1. Определение основной абсолютной погрешности поточного влагомера

При определение основной абсолютной погрешности поточного влагомера для первой реперной точки используют нефть, подготовленную на диспергаторе, с измеренным по п. 6.9 значением влагосодержания (W).

Приготовление поверочных проб в последующих реперных точках проводят дозированием воды в перемешиваемую пробу нефти.

Объем добавляемой воды Vв.доб. вычислить по формуле:

где Vэм.0. — начальный объем нефти, мл;

Vв.доб. — объем добавляемой воды, мл;

W — начальное влагосодержание нефти, об. доля воды, %;

Wi — заданное значение влагосодержания поверочной пробы, об. доля воды, %.

Рассчитанный объем добавляемой воды округляют до объема, удобного для дозирования и фактическое влагосодержание поверочной пробы (Wфi) рассчитывают по формуле, используя фактический объем доливаемой воды (Vв.ф.)

Рассчитывают по формуле (5) значение влагосодержания поверочной пробы для каждой реперной точки и заносят эти значения в протокол поверки.

Дозируют воду в нефть, следуя РЭ установки УПВ, перемешивают в течение 5 — 7 минут и после стабилизации показаний в течение 20 секунд, измеряют влагосодержание согласно паспорту на влагомер.

Основную абсолютную погрешность в каждой реперной точке вычисляют по формуле:

где, Wiвл. — влагосодержание поверочной пробы, измеренное влагомером, об. доля воды, %;

Wфi — рассчитанное влагосодержание поверочной пробы, об. доля воды, %.

За основную абсолютную погрешность (DWmax) принимают наибольшее значение расхождений в реперных точках между рассчитанным значением влагосодержания пробы (Wi) и влагосодержанием пробы, измеренным влагомером.

Результаты вычислений и показания влагомера (Wiвл) заносят в протокол поверки (Приложение А).

Если погрешность влагомера превышает нормированные значения, то влагомер подлежит переградуировке и проведению повторной поверки.

7.3.1.2. Определение основной абсолютной погрешности лабораторного и мобильного влагомера

При определении основной абсолютной погрешности лабораторного или мобильного влагомера отбирают поверочные пробы из диспергатора в кювету, входящую в комплект влагомера и измеряют влагосодержание согласно паспорту на влагомер.

Приготовление поверочных проб проводят по п. 7.3.1.1.

Примечание: Приготовленную поверочную пробу необходимо использовать в течение 20 секунд.

За основную абсолютную погрешность (DWmax) принимают наибольшее значение расхождений в реперных точках между рассчитанным значением влагосодержания пробы (Wi) и влагосодержанием пробы измеренным влагомером.

Результаты рассчитанных значений влагосодержания поверочных проб и показания влагомера заносят в протокол поверки (Приложение А).

Если погрешность влагомера превышает нормированные значения, то влагомер подлежит переградуировке и проведению повторной поверки.

7.3.2. Определение основной абсолютной погрешности влагомеров товарной нефти с диапазоном измерений влагосодержания до 2 % об. доли воды

Этот способ пригоден только для нефтей, образующих стойкую эмульсию вода-нефть при приготовлении поверочных проб в диапазоне до 2 % объемной доли воды.

Для первой реперной точки используют подготовленную нефть, с измеренным по п. 6.9 значением влагосодержания (W).

Поверочные пробы в последующих реперных точках приготавливают в емкости вместимостью 0,5 дм 3 .

Емкость взвешивают, заливают подготовленную нефть 490 ± 5 см 3 для перемешивающего устройства или 290 ± 5 см 2 для перемешивания встряхиванием, взвешивают емкость с нефтью и рассчитываю массу нефти. Вычисляют объем взятой нефти по формуле 2.

По формулам 4 и 5 для каждой реперной точки, рассчитывают значение добавляемой воды и расчетное значение влагосодержания поверочной пробы.

В емкость с нефтью добавляют необходимое количество воды и тщательно перемешивают (с помощью перемешивающего устройства в течение 1 минуты или интенсивным встряхиванием в течение 5 минут).

Примечание: Приготовленную поверочную пробу необходимо использовать в течение 20 секунд.

При поверке поточных влагомеров, первичный преобразователь влагомера устанавливают на резиновую прокладку, поверочную пробу заливают в измерительную ячейку и измеряют влагосодержание согласно паспорту на влагомер.

При поверке лабораторных влагомеров поверочную пробу заливают в кювету, входящую в комплект лабораторного влагомера и измеряют влагосодержание согласно паспорту на влагомер.

Примечание: Измерение влагосодержания при поверке влагомеров этим способом проводят только при стабилизации показаний влагомера в течение 10 секунд, показания при этом могут изменяться только в пределах ± 0,03 % об. доли воды. Если это условие не выполняется, поверка таким способом не допускается.

За основную абсолютную погрешность (DWmax) принимают наибольшее значение расхождений в реперных точках между рассчитанным значением влагосодержания пробы (Wi) и влагосодержанием пробы измеренным влагомером.

Результаты рассчитанных значений влагосодержания поверочных проб и показания влагомера заносят в протокол поверки (Приложение А).

Если погрешность влагомера превышает нормированные значения, то влагомер подлежит переградуировке и проведению повторной поверки.

7.3.3. Определение основной абсолютной погрешности поточных влагомеров УДВН-1пм на месте эксплуатации

Проведение поверки по приведенному ниже способу возможно при условии, что изменение от минимального до максимального значения влагосодержания в течение не менее 1 года на конкретном объекте эксплуатации, где установлен поверяемый влагомер, составит не более, чем 0,5 % об. доли воды, и при объемном расходе нефти, проходящей через влагомер не менее 3 м 3 /час. В качестве информации о влагосодержании нефти на конкретном объекте эксплуатации, используют результаты лабораторных анализов по пробам нефти.

Определение основной абсолютной погрешности проводят при рабочем значении влагосодержания во время поверки в следующей последовательности:

• снимают показания влагомера (Wвл) в рабочем режиме измерений влагосодержания;

• одновременно с ручного пробоотборника, предварительно слив не менее пяти литров нефти, отбирают 500 см 3 нефти для измерений влагосодержания лабораторным методом (W) с погрешностью измерений не более 0,03 % об. доли воды;

• последовательно проводят пять измерений влагомером и пять измерений влагосодержания лабораторным методом;

• рассчитывают средние значения из пяти измерений влагосодержания с помощью влагомера () и пяти измерений, проведенных лабораторным методом ().

Основную абсолютную погрешность (DW) измерений в условиях эксплуатации рассчитывают по формуле

При этом должно выполняться условие

где DWдоп — допускаемое значение основной абсолютной погрешности по сертификату на влагомер;

DWt — дополнительная погрешность, возникающая при измерениях за счет отклонения температуры нефти измеренного на месте эксплуатации (tиз) от номинального значения и которую рассчитывают по формуле

Результаты измерений влагосодержания лабораторным методом и показания влагомера заносят в протокол поверки (Приложение А).

Если погрешность влагомера превышает нормированные значения, то влагомер подлежит переградуировке и проведению повторной поверки.

8. ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ПОВЕРКИ

8.1. При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке, установленной формы по ПР 50.2.006-94 с указанием на оборотной стороне свидетельства основных метрологических характеристик влагомера.

8.2. При отрицательных результатах поверки влагомер к применению не допускается и выдается извещение о его непригодности с указанием причин по ПР 50.2.006-94.

ПРИЛОЖЕНИЕ А

ПРОТОКОЛ
поверки влагомера нефти типа УДВН

Зав. номер №: ____________________ Дата выпуска _______________________

Место проведения поверки: _____________________________________________

Условия проведения поверки:

Температура окружающей среды, °C

Температура поверочной пробы, °C

Плотность поверочной пробы, кг/м 3

Значение влагосодержания поверочной пробы, объемная доля воды, %

Основная абсолютная погрешность, объемная доля воды, %

* За действительное значение принимается рассчитанное значение влагосодержания поверочной пробы или измеренное лабораторным методом по п. 7.3.3.

** Нормированное значение указано в паспорте на влагомер.

Поверитель: _________________ ___________________ ______________________

Дата поверки ________________

3. Требования к квалификации поверителей. 2

4. Требования безопасности. 2

8. Оформление результатов поверки. 7

Приложение А. Протокол поверки влагомера нефти типа УДВН.. 7

источник

Читайте также:  Установка компрессора кондиционера на опель

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *