Товары в корзине: 0 шт Оформить заказ
Стр. 1 

40 страниц

487.00 ₽

Купить ГОСТ Р 8.903-2015 — 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

Распространяется на методики (методы) измерений массы брутто и нетто нефти и массы нефтепродуктов и устанавливает порядок их выполнения.

 Скачать PDF

Переиздание. Апрель 2017 г.

Оглавление

1 Область применения

2 Нормативные ссылки

3 Термины и определения

4 Сокращения

5 Основные положения

6 Обеспечение единства измерений

7 Требования к квалификации персонала

8 Требования безопасности

9 Требования охраны окружающей среды

10 Измерение массы нефти и нефтепродуктов косвенным методом динамических измерений

     10.1 Требования к погрешности измерений

     10.2 Требования к средствам измерений и вспомогательным устройствам

     10.3 Требования к условиям измерений на объектах измерений

     10.4 Подготовка к выполнению измерений

     10.5 Порядок выполнения измерений

     10.6 Обработка результатов измерений

     10.7 Оформление результатов измерений

     10.8 Определение погрешности результатов измерений

11 Измерение массы нефти и нефтепродуктов прямым методом динамических измерений

     11.1 Требования к погрешности измерений

     11.2 Требования к средствам измерений и вспомогательным устройствам

     11.3 Требования к условиям измерений на объектах измерений

     11.4 Подготовка к выполнению измерений

     11.5 Порядок выполнения измерений

     11.6 Обработка результатов измерений

     11.7 Оформление результатов измерений

     11.8 Определение погрешности результатов измерений

12 Измерение массы нефти и нефтепродуктов косвенным методом статических измерений

     12.1 Требования к погрешности измерений

     12.2 Требования к средствам измерений и вспомогательным устройствам

     12.3 Требования к условиям измерений на объектах измерений

     12.4 Подготовка к выполнению измерений

     12.5 Порядок выполнения измерений

     12.6 Обработка результатов измерений

     12.7 Оформление результатов измерений

     12.8 Определение погрешности результатов измерений

13 Измерение массы нефти и нефтепродуктов прямым методом статических измерений

     13.1 Требования к погрешности измерений

     13.2 Требования к средствам измерений и вспомогательным устройствам

     13.3 Требования к условиям измерений на объектах измерений

     13.4 Подготовка к выполнению измерений

     13.5 Порядок выполнения измерений

     13.6 Обработка результатов измерений

     13.7 Оформление результатов измерений

     13.8 Определение погрешности результатов измерений

14 Измерение массы нефти и нефтепродуктов косвенным методом, основанным на гидростатическом принципе

     14.1 Требования к погрешности измерений

     14.2 Требования к средствам измерений и вспомогательным устройствам

     14.3 Требования к условиям измерений на объектах измерений

     14.4 Подготовка к выполнению измерений

     14.5 Порядок выполнения измерений

     14.6 Обработка результатов измерений

     14.7 Оформление результатов измерений

     14.8 Определение погрешности результатов измерений

Приложение А (обязательное) Порядок определения коэффициентов CTL и CPL

Библиография

 
Дата введения01.07.2016
Добавлен в базу01.02.2017
Актуализация01.01.2019

Этот ГОСТ находится в:

Организации:

25.11.2015УтвержденФедеральное агентство по техническому регулированию и метрологии1976-ст
ИзданСтандартинформ2017 г.
ИзданСтандартинформ2016 г.
РазработанООО НИИ Транснефть
РазработанОАО Нефтеавтоматика
РазработанФГУП ВНИИР

State system for ensuring the uniformity of measurements. Mass of petroleum and petroleum products. Procedures of measurements

Нормативные ссылки:
Стр. 1
стр. 1
Стр. 2
стр. 2
Стр. 3
стр. 3
Стр. 4
стр. 4
Стр. 5
стр. 5
Стр. 6
стр. 6
Стр. 7
стр. 7
Стр. 8
стр. 8
Стр. 9
стр. 9
Стр. 10
стр. 10
Стр. 11
стр. 11
Стр. 12
стр. 12
Стр. 13
стр. 13
Стр. 14
стр. 14
Стр. 15
стр. 15
Стр. 16
стр. 16
Стр. 17
стр. 17
Стр. 18
стр. 18
Стр. 19
стр. 19
Стр. 20
стр. 20
Стр. 21
стр. 21
Стр. 22
стр. 22
Стр. 23
стр. 23
Стр. 24
стр. 24
Стр. 25
стр. 25
Стр. 26
стр. 26
Стр. 27
стр. 27
Стр. 28
стр. 28
Стр. 29
стр. 29
Стр. 30
стр. 30

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

ГОСТР

8.903—

2015

НАЦИОНАЛЬНЫЙ

СТАНДАРТ

РОССИЙСКОЙ

ФЕДЕРАЦИИ

Государственная система обеспечения единства измерений

МАССА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

Методики (методы) измерений

Издание официальное

Москва

Стандартинформ

2017


Предисловие

1    РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт транспорта нефти и нефтепродуктов Транснефть» (ООО «НИИ Транснефть»), федеральным государственным унитарным предприятием «Всероссийский научно-исследовательский институт рас-ходометрии» (ФГУП «ВНИИР»), открытым акционерным обществом «Нефтеавтоматика» (ОАО «Нефте-автоматика»)

2    ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 24 «Метрологическое обеспечение добычи и учета углеводородов»

3    УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 25 ноября 2015 г. № 1976-ст

4    ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

5    ПЕРЕИЗДАНИЕ. Апрель 2017 г.

Правила применения настоящего стандарта установлены в статье 26 Федерального закона от 29 июня 2015 г. № 162-ФЗ «О стандартизации в Российской Федерации». Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном (по состоянию на 1 января текущего года) информационном указателе «Национальные стандарты», а официальный текст изменений и поправок — в ежемесячном информационном указателе «Национальные стандарты». В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ближайшем выпуске ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты». Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет (www.gost.ru)

© Стандартинформ, 2017

Настоящий стандарт не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и распространен в качестве официального издания без разрешения Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

II

ГОСТ P 8.903—2015

где Ризм — плотность нефти/нефтепродуктов, измеренная с помощью ареометра или с помощью лабораторного плотномера в лабораторных условиях с учетом систематической погрешности метода по [6], кг/м3;

CTLp — коэффициент, учитывающий влияние температуры на объем нефти/нефтепродуктов, определяемый аналогично коэффициенту CTL в соответствии с приложением А;

К— поправочный коэффициент на температурное расширение стекла для ареометров, определяемый по [6], [7]. При измерении плотности с помощью лабораторного плотномера его принимают равным единице.

10.6.4 Плотность нефти/нефтепродуктов, приведенную к плотности при температуре 20 °С, р20, кг/м3, вычисляют по формуле

(10.4)

р20 = р15ехр[-р155(1+4р15)],

где р15 — плотность нефти/нефтепродуктов, приведенная к плотности при температуре 15 °С, определяемая по формуле (10.2) или (10.3) в зависимости от применяемых СИ; р15—коэффициент объемного расширения нефти/нефтепродуктов, определяемый в соответствии с приложением А.

10.6.5 Объем нефти/нефтепродуктов, приведенный к объему при температуре 15 °С, \/15, м3, вычисляют по формуле

V1s = Vmu.CTLv.CPLv,    (10.5)

где 1/зм— объем нефти/нефтепродуктов, измеренный при температуре и давлении нефти/нефтепродуктов в преобразователе расхода, м3;

CTLV— коэффициент, учитывающий влияние температуры в преобразователе расхода на объем нефти/нефтепродуктов, определяемый аналогично коэффициенту CTL в соответствии с приложением А;

CPLV— коэффициент, учитывающий влияние давления в преобразователе расхода на объем нефти/нефтепродуктов, определяемый аналогично коэффициенту CPL в соответствии с приложением А.

10.6.6 Объем нефти/нефтепродуктов V20, м3, приведенный к объему при температуре 20 °С, вычисляют по формуле

1/20 = Ц5ехр[р155(1+4р15)].    (10.6)

10.6.7 Массу брутто нефти и массу нефтепродуктов mf, т, при измерениях объема нефти/нефтепродуктов с помощью преобразователя расхода и плотности нефти/нефтепродуктов с помощью ПП, ареометра, лабораторного плотномера с последующим приведением результатов измерений к объему и плотности при стандартных условиях вычисляют по формуле

mifl =Ро'/о,-Ю~3>    (Ю.7)

где р£— плотность нефти/нефтепродуктов, приведенная к плотности при стандартных условиях, кг/м3, вычисляемая по формуле (10.2) или (10.3), или (10.4) в зависимости от применяемых СИ;

— объем нефти/нефтепродуктов, приведенный к объему при стандартных условиях, м3, вычисляемый по формуле (10.5) или (10.6) в зависимости от требуемой температуры.

7

10.6.8    Массу брутто нефти и массу нефтепродуктов Л7Д, т, при измерениях объема нефти/нефте-продуктов с помощью преобразователя расхода и плотности нефти/нефтепродуктов с помощью поточного ПП с последующим приведением результатов измерений плотности нефти/нефтепродуктов к условиям измерений их объема допускается вычислять по формуле

2д =р1Чйм[1 + Р(7-рд -7?) + у(Р„Л -Ррд)] К>Л    (10.8)

где (5 — коэффициент объемного расширения нефти/нефтепродуктов, определяемый по [7];

Грд— температура нефти/нефтепродуктов в ПП, °С;

Гд— температура нефти/нефтепродуктов в преобразователе расхода, °С;

Y — коэффициент сжимаемости нефти/нефтепродуктов, определяемый по [7];

Рд— избыточное давление нефти/нефтепродуктов в ПП, МПа;

ря— избыточное давление нефти/нефтепродуктов в преобразователе расхода, МПа.

10.6.9    Массу брутто нефти и массу нефтепродуктов т§, т, при измерениях объема нефти/нефтепродуктов с помощью преобразователя расхода и плотности нефти/нефтепродуктов с помощью ареометра в объединенной пробе или с помощью лабораторного плотномера с последующим приведением результатов измерений плотности нефти/нефтепродуктов к плотности при условиях измерений их объема допускается вычислять по формуле

"»зд = Р?змЧ,зм[1 + Р(ЛЛД) +Y Р,] КЮ-3,    (10.9)

где Pv — избыточное давление нефти/нефтепродуктов при измерениях их объема, МПа;

Грл — температура нефти/нефтепродуктов при измерении плотности, °С.

10.6.10    Формулы (10.8), (10.9) применяют при разности температур при измерениях плотности и объема нефти/нефтепродуктов не более 15 °С. При разности температур при измерениях плотности и объема нефти/нефтепродуктов более 15 °С вычисления проводят при приведении результатов к стандартным условиям.

10.6.11    Массу нетто нефти тн, т, вычисляют по формуле

тн=т-т6,    (10.10)

W^ + W^c + Wm 100


(10.11)


тк = т


где т — масса брутто нефти, т, вычисляемая по формуле (10.7) или (10.8), или (10.9) в зависимости от применяемых СИ и условий измерений; тб — масса балласта, т, вычисляемая по формуле

где И/мв — массовая доля воды в нефти, %;

И/хс — массовая доля хлористых солей в нефти, %;

И/мп — массовая доля механических примесей в нефти, %.

10.7 Оформление результатов измерений

Оформление результатов измерений при применении СИКН/СИКНП осуществляется с применением СОИ в составе СИКН/СИНКП. При применении автономных СИ обработка результатов измерений осуществляется с применением аттестованного программного обеспечения либо вручную в соответствии с алгоритмом, приведенным в настоящем стандарте.

8

ГОСТ P 8.903—2015


10.8 Определение погрешности результатов измерений

10.8.1 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти и массы нефтепродуктов при косвенном методе динамических измерений и последующем приведении плотности и объема нефти/нефтепродуктов к плотности и объему при стандартных условиях 6гФ, %, вычисляют по формуле


д =±1,1^ + G2(5p2 + p2104ATp2) + p 2ШТу2+8„2,    (10.12)


где 6^— относительная погрешность измерений объема нефти/нефтепродуктов, %. За bv принимают относительную погрешность СИ объема нефти/нефтепродуктов, если сумма остальных составляющих погрешности измерений объема нефти/нефтепродуктов является несущественной в соответствии с ГОСТ 8.009;

5р— относительная погрешность измерений плотности нефти/нефтепродуктов, %;

АТр, ATv— абсолютные погрешности измерений температуры нефти/нефтепродуктов при измерениях их плотности и объема соответственно, °С; bN— предел допускаемой относительной погрешности СОИ (по свидетельству об утверждении типа или свидетельству о поверке), %;

G— коэффициент, вычисляемый по формуле


1 + 2(37/,


+ 2(37-/


(10.13)


где Tv, Тр — температуры нефти/нефтепродуктов при измерениях их объема и плотности соответственно, °С.

10.8.2 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти и массы нефтепродуктов при косвенном методе динамических измерений и последующем приведении плотности нефти/нефтепродуктов к условиям измерений их объема 5тд %, вычисляют по формуле


пд=±1,1^р+5р2+5Г^+5^,    (10.14)

где 6ур — относительная погрешность измерений объема нефти/нефтепродуктов, %;

8TVp — составляющая относительной погрешности измерений массы нефти/нефтепродуктов за счет абсолютных погрешностей измерений температур нефти/нефтепродуктов при измерениях их объема и плотности, %, вычисляемая по формуле


юор

1 + Р(Т"р - 7"v)


/Д7"р +Л7"2-


(10.15)


10.8.3 Пределы относительной погрешности измерений массы нетто нефти 5М^, %, вычисляют по формуле



и А Ш2


(10.16)


где AI/VMB — абсолютная погрешность измерений массовой доли воды в нефти, %;

АИ/мп —абсолютная погрешность измерений массовой доли механических примесей в нефти, %; АИ/ХС — абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей в нефти, %;

6т — предел допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %.


9


10.8.4    Оценивание погрешности измерений массы нефти/нефтепродуктов должно осуществляться с учетом [8].

10.8.5    Формы представления и способы округления результатов вычислений должны соответствовать [9].

10.8.6    Погрешность измерений массы нефти/нефтепродуктов допускается оценивать вычислением неопределенности измерений массы нефти/нефтепродуктов по ГОСТ Р 54500.1, ГОСТ Р 54500.3ГОСТ Р 54500.3.1, а также определением точности (правильности и прецизионности) по ГОСТ Р ИСО 5725-1, ГОСТ Р ИСО 5725-6 для показателей качества нефти/нефтепродуктов, используемых для расчета их массы.

10.8.7    Рассчитанные значения допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто и нетто нефти и массы нефтепродуктов сравнивают со значениями, приведенными в 10.1.

11 Измерение массы нефти и нефтепродуктов прямым методом динамических измерений

11.1    Требования к погрешности измерений

11.1.1    Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти и массы нефтепродуктов составляют ± 0,25 %.

11.1.2    Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти составляют ± 0,35 %.

11.2    Требования к средствам измерений и вспомогательным устройствам

11.2.1    Для выполнения измерений применяют:

а)    СИКН с пределами допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти ± 0,25 % и массы нетто нефти ± 0,35 %.

б)    СИКНП с пределами допускаемой относительной погрешности измерений массы нефтепродуктов ± 0,25 %.

11.2.2    Для выполнения измерений допускается применять следующие СИ, используемые автономно:

а)    преобразователи массового расхода с пределами допускаемой относительной погрешности ± 0,25 %;

б)    преобразователи давления с электрическим выходным сигналом с пределами допускаемой приведенной погрешности ± 0,5 %;

в)    преобразователи влагосодержания в нефти с пределами допускаемой абсолютной погрешности ± 0,1 %.

11.2.3    При отказе (отсутствии) преобразователей давления, преобразователей температуры допускается применять:

а) манометры с классом точности не ниже 0,6.

11.2.4    СИ и вспомогательные устройства, используемые в испытательной (аналитической) лаборатории для определения:

а)    массовой доли воды в нефти — по ГОСТ 2477;

б)    массовой доли хлористых солей в нефти — по ГОСТ 21534;

в)    массовой доли механических примесей в нефти — по ГОСТ 6370.

11.2.5    В качестве вспомогательных устройств для СИ, используемых автономно, должны применяться:

а) пробозаборное устройство;

б)    автоматический пробоотборник;

в)    ручной пробоотборник с диспергатором.

11.2.6    Диапазоны измерений СИ должны обеспечивать возможность измерений величин во всем интервале значений.

11.2.7    Программное обеспечение, применяемое для измерений, регистрации и обработки результатов измерений, должно быть защищено от несанкционированной настройки и вмешательства, которые могут привести к искажению результатов измерений, их регистрации и обработки.

ю

ГОСТ Р 8.903-2015

11.3 Требования к условиям измерений на объектах измерений

11.3.1    Расход нефти/нефтепродуктов через преобразователи массового расхода должен находиться в пределах рабочего диапазона расхода, указанного в свидетельстве о поверке.

11.3.2    Значение избыточного давления в трубопроводе Ризб, МПа, после преобразователя массового расхода должно быть не менее значения, вычисленного по формуле

Ртб = 2,06Ри+2АР>    (11.1)

где Рн—давление насыщенных паров, МПа (определяют в соответствии с ГОСТ 1756, ГОСТ Р 52340);

АР — перепад давления на преобразователе массового расхода, МПа (определяют по технической документации на преобразователи массового расхода).

Примечание — При отличии формулы в технической документации на преобразователь объемного расхода для расчета значения избыточного давления в трубопроводе Ризб от приведенной следует проводить расчет по технической документации.

11.3.3    Условия применения СИКН, СИКНП и СИ должны соответствовать условиям эксплуатации, указанным в эксплуатационной документации.

11.4    Подготовка к выполнению измерений

11.4.1    При подготовке к выполнению измерений выполняют следующие операции:

а)    проводят подготовку СИКН, СИКНП и СИ к выполнению измерений в соответствии с эксплуатационной документацией;

б)    проверяют наличие действующих свидетельств о поверке СИКН, СИКНП, СИ, целостность пломб и/или клейм СИ;

в)    проверяют выполнение условий измерений согласно 11.3.

11.5    Порядок выполнения измерений

11.5.1    При прямом методе динамических измерений массу брутто нефти и массу нефтепродуктов измеряют непосредственно с применением преобразователей массового расхода.

11.5.2    Массу нетто нефти вычисляют как разность массы брутто нефти и массы балласта. Массу балласта вычисляют как общую массу воды, солей и механических примесей в нефти.

11.5.3    Массовую долю воды в нефти определяют с применением преобразователя влагосодержа-ния или по ГОСТ 2477. Массовую долю хлористых солей в нефти определяют по ГОСТ 21534. Массовую долю механических примесей в нефти определяют по ГОСТ 6370.

11.5.4    Допускается проводить измерения массовой доли воды, хлористых солей, механических примесей с применением измерительных преобразователей.

11.5.5    Массовую долю воды, хлористых солей, механических примесей в нефти в испытательной лаборатории определяют с использованием проб, отбираемых автоматическими пробоотборниками или вручную в соответствии с ГОСТ 2517.

11.6 Обработка результатов измерений

11.6.1    При применении СИКН/СИКНП обработка результатов измерений осуществляется с применением СОИ в составе СИКН/СИНКП. При применении автономных СИ обработка результатов измерений осуществляется с применением аттестованного программного обеспечения либо вручную в соответствии с алгоритмом, приведенным в настоящем стандарте.

11.6.2    При прямом методе динамических измерений массу брутто нефти и массу нефтепродуктов измеряют при помощи преобразователя массового расхода.

11.6.3    Массу нетто нефти тн, т, вычисляют по формуле

ти= т- тб    (Ц.2)

где т — масса брутто нефти, т;

т6 — масса балласта, т, вычисляемая по формуле

11

_ т ^мв + ^хс + 100

(11.3)

где И/мв — массовая доля воды в нефти, %;

И/хс — массовая доля хлористых солей в нефти, %;

И/Мп —массовая доля механических примесей в нефти, %.

11.7    Оформление результатов измерений

Оформление результатов измерений при применении СИКН/СИКНП осуществляется с применением СОИ в составе СИКН/СИНКП. При применении автономных СИ обработка результатов измерений осуществляется с применением аттестованного программного обеспечения либо вручную в соответствии с алгоритмом, приведенным в настоящем стандарте.

Результаты измерений уровня, температуры и плотности нефти/нефтепродуктов, вычислений массы нефти/нефтепродуктов заносят в журналы регистрации измерений и акты, оформленные с соответствии со стандартами организаций.

11.8    Определение погрешности результатов измерений

11.8.1    При прямом методе динамических измерений погрешностью измерений массы брутто нефти и массы нефтепродуктов следует считать погрешность преобразователя массового расхода.

S Ai

11.8.2    Пределы относительной погрешности измерений массы нетто нефти 8МН, %, вычисляют по формуле

(11.4)

где ЛИ/МВ — абсолютная погрешность измерений массовой доли воды в нефти, %;

ДИ/мп — абсолютная погрешность измерений массовой доли механических примесей в нефти, %; ДИ/хс — абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей в нефти, %;

Ьт — предел допускаемой относительной погрешности измерений массы нефти с применением преобразователей массового расхода, %.

11.8.3    Оценивание погрешности измерений массы нефти/нефтепродуктов при прямых методах динамических измерений массы нефти/нефтепродуктов проводят по ГОСТ Р 8.736 и [10].

11.8.4    Формы представления и способы округления результатов вычислений должны соответствовать [9].

11.8.5    Погрешность измерений массы нефти/нефтепродуктов допускается оценивать вычислением неопределенности измерений массы нефти/нефтепродуктов по ГОСТ Р 54500.1, ГОСТ Р 54500.3ГОСТ Р 54500.3.1, а также определением точности (правильности и прецизионности) по ГОСТ Р ИСО 5725-1, ГОСТ Р ИСО 5725-6 для показателей качества нефти/нефтепродуктов, используемых для расчета его массы.

11.8.6    Рассчитанные значения допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто и нетто нефти и массы нефтепродуктов сравнивают со значениями, приведенными в 11.1.

12 Измерение массы нефти и нефтепродуктов косвенным методом статических измерений

12.1    Требования к погрешности измерений

12.1.1    Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти и массы нефтепродуктов составляют:

а)    ± 0,65 % — при массе нефти и нефтепродуктов до 120 т;

б)    ± 0,50 % — при массе нефти и нефтепродуктов 120 т и более.

12

ГОСТ Р 8.903-2015

12.1.2    Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти составляют:

а)    ± 0,75 % — при массе нефти до 120 т;

б)    ± 0,60 % — при массе нефти 120 т и более.

12.2    Требования к средствам измерений и вспомогательным устройствам

12.2.1    Для выполнения измерений должны применяться следующие СИ:

а)    меры вместимости с погрешностью по методике поверки;

б)    меры полной вместимости с погрешностью по методике поверки;

в)    ПП (лабораторный, переносной) с пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности ± 0,5 кг/м3;

г)    преобразователи температуры (в т. ч. входящие в состав стационарных уровнемеров, переносного электронного измерителя уровня или плотномера) с пределами допускаемой абсолютной погрешности ± 0,3 °С;

д)    стационарный уровнемер или переносной электронный измеритель уровня или электронная рулетка с пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений уровня ± 3 мм;

е)    СОИ (при наличии автоматизированной системы учета нефти/нефтепродуктов в резервуарах).

12.2.2    Для выполнения измерений допускается применять измерительные каналы уровня и температуры нефти/нефтепродукта, уровня подтоварной воды автоматизированной системы учета нефти/ нефтепродуктов в резервуарах, соответствующие 12.1.

12.2.3    При отказе (отсутствии) ПП (лабораторного, переносного), преобразователей температуры, стационарного уровнемера, переносного электронного измерителя уровня или электронной рулетки допускается применять следующие СИ:

а)    ареометры типа АНТ-1 или АН по ГОСТ 18481 с ценой деления 0,5 кг/м3 и пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности ± 0,5 кг/м3;

б)    термометры стеклянные по ГОСТ 28498, ГОСТ 400 с пределами допускаемой абсолютной погрешности ± 0,2 °С;

в)    рулетки измерительные с грузом (лотом) 3 класса точности по ГОСТ 7502 с ценой деления 1 мм или метроштоки по ГОСТ 8.247 с ценой деления 1 мм с допускаемым отклонением общей длины шкалы по всей длине шкалы ± 2 мм.

12.2.4    СИ и вспомогательные устройства, используемые в испытательной (аналитической) лаборатории для определения:

а)    массовой доли воды в нефти — по ГОСТ 2477;

б)    массовой доли хлористых солей в нефти — по ГОСТ 21534;

в)    массовой доли механических примесей в нефти — по ГОСТ 6370.

12.2.5    В качестве вспомогательных устройств должны применяться:

а)    переносной или стационарный пробоотборники по ГОСТ 2517, ГОСТ 13196;

б)    водочувствительная паста или лента для определения уровня подтоварной воды;

в)    бензочувствительная паста для определения уровня нефтепродукта;

г)    испытательное оборудование и материалы, используемые в испытательной (аналитической) лаборатории для определения плотности, — в соответствии с ГОСТ 3900 или ГОСТ Р 51069, или [6].

12.2.6    Диапазоны измерений СИ должны обеспечивать возможность измерений величин во всем интервале значений.

12.3 Требования к условиям измерений на объектах измерений

12.3.1    Условия применения СИ, испытательного оборудования и технических средств должны соответствовать условиям эксплуатации, указанным в эксплуатационной документации.

12.3.2    Выполнение измерений плотности нефти/нефтепродуктов в лаборатории проводят при следующих климатических условиях:

а)    температура окружающего воздуха — (20 ± 5) °С;

б)    атмосферное давление — (101,3 ± 4) КПа;

в)    относительная влажность воздуха — от 30 % до 80 %.

12.3.3    Выполнение измерений плотности нефти/нефтепродукта в испытательной (аналитической) лаборатории проводят в соответствии с требованиями ГОСТ 3900, ГОСТ Р 51069 или [6].

13

12.4    Подготовка к выполнению измерений

При подготовке к выполнению измерений выполняют следующие операции:

а)    проводят подготовку СИ к выполнению измерений в соответствии с эксплуатационной документацией;

б)    проверяют наличие действующих свидетельств о поверке СИ, целостность пломб и/или клейм

СИ;

в)    проверяют выполнение условий измерений согласно 12.3.

12.5    Порядок выполнения измерений

12.5.1    Общие требования

12.5.1.1    При измерении массы нефти/нефтепродуктов в мерах вместимости выполняют следующие операции:

а)    проверка базовой высоты (для резервуаров и резервуаров (танков) речных и морских судов);

б)    измерение уровня нефти/нефтепродуктов;

в)    измерение уровня подтоварной воды;

г)    отбор пробы;

д)    измерение температуры и плотности нефти/нефтепродуктов;

е)    определение балласта нефти.

12.5.1.2    При измерении массы нефти/нефтепродуктов в мерах полной вместимости выполняют следующие операции:

а)    определение объема нефти/нефтепродуктов по свидетельству о поверке меры полной вместимости;

б)    отбор пробы;

в)    измерение температуры и плотности нефти/нефтепродуктов;

г)    определение балласта нефти.

12.5.1.3    Определение вместимости при применении косвенного метода статических измерений и косвенного метода, основанного на гидростатическом принципе, проводят по следующим нормативным документам:

а)    вместимость стальных вертикальных цилиндрических резервуаров — по ГОСТ 8.570;

б)    вместимость стальных горизонтальных цилиндрических резервуаров — по ГОСТ 8.346;

в)    вместимость железобетонных резервуаров — по методикам (методам) измерений, соответствующим ГОСТ Р 8.563, и документам на методику поверки, соответствующим [11];

г)    вместимость железнодорожных цистерн — по документам на методику поверки, соответствующим [11];

д)    вместимость автоцистерн — по ГОСТ 8.600;

е)    вместимость резервуаров (танков) речных и морских судов — по документам на методику поверки, соответствующим [11].

12.5.2 Проверка базовой высоты мер вместимости

12.5.2.1    Проверка базовой высоты проводится для резервуаров и резервуаров (танков) речных и морских судов.

12.5.2.2    Допускается совмещать проверку базовой высоты с измерением уровня нефти/нефтепродуктов.

12.5.2.3    Ленту рулетки и метрошток до и после измерений протирают ветошью насухо.

12.5.2.4    Базовую высоту мер вместимости проверяют перед каждым измерением уровня.

12.5.2.5    Базовую высоту мер вместимости измеряют измерительной рулеткой с грузом (лотом), метроштоком.

12.5.2.6    Измерение базовой высоты проводят дважды. Если результаты измерений отличаются не более чем на 1 мм, то в качестве результата измерений принимают их среднее значение. Если полученное расхождение составляет более 1 мм, то измерения повторяют еще дважды и вычисляют среднее значение из трех наиболее близких измерений.

12.5.2.7    Измеренное значение базовой высоты Низм сравнивают со значением базовой высоты Нпо градуировочной таблице меры вместимости.

12.5.2.8    Если базовая высота Н5 отличается от измеренного значения базовой высоты Низм не более чем на 0,1 %, то проводят измерения и вычисление массы нефти/нефтепродуктов.

ГОСТ Р 8.903-2015

12.5.2.9 Если базовая высота Нб отличается от измеренного значения базовой высоты Низм более чем на 0,1 %, выясняют причину изменения базовой высоты, устраняют ее и проводят измерения заново. При повторении отрицательных результатов проводят поверку меры вместимости. До получения результатов поверки допускается проводить измерение уровня нефти/нефтепродуктов по высоте пустоты меры вместимости.

12.5.3 Измерение уровня нефти и нефтепродуктов в мерах вместимости

12.5.3.1    Уровень нефти/нефтепродукта в мерах вместимости Н измеряют с помощью измерительной рулетки с грузом (лотом), метроштоком, стационарным уровнемером или переносным электронным измерителем уровня. Показания считывают с точностью до 1 мм.

12.5.3.2    Измерительную ленту рулетки с грузом (лотом) следует опускать медленно, не допуская волн на поверхности нефти/нефтепродуктов и ударов о днище меры вместимости. Лента рулетки должна находиться все время в натянутом состоянии. Измерения проводят при установившемся уровне нефти/нефтепродукта. Поднимают ленту рулетки строго вертикально, не допуская смещения в сторону, чтобы избежать искажения линии смачивания на измерительной ленте.

12.5.3.3    Метрошток следует опускать плавно до днища (базового столика), не допуская волн на поверхности нефти/нефтепродуктов и ударов о днище меры вместимости. Поднимать метрошток следует плавно и быстро, не допуская его смещения в сторону для исключения искажения линии смачивания. Считывание показаний должно производиться так, чтобы линия смачивания находилась на уровне глаз.

12.5.3.4    Ленту рулетки или метрошток до и после измерений необходимо протереть ветошью насухо.

12.5.3.5    При измерении уровня нефти/нефтепродукта рекомендуется наносить на измерительную ленту рулетки или метрошток водочувствительную (бензочувствительную) пасту или ленту. При этом измерения проводят с учетом требований инструкции по использованию водочувствительной (бензо-чувствительной) пасты или ленты.

12.5.3.6    Измерения уровня нефти/нефтепродуктов в мере вместимости проводят дважды. Если результаты измерений отличаются не более чем на 1 мм, то в качестве результата измерений уровня принимают их среднее значение. Если полученное расхождение составляет более 1 мм, то измерения повторяют еще дважды и вычисляют среднее значение из трех наиболее близких измерений.

12.5.3.7    Измерение уровня нефти/нефтепродуктов по высоте пустоты меры вместимости с помощью измерительной рулетки или метроштока проводится в следующей последовательности:

а)    опускают ленту рулетки с грузом (лотом) медленно в нефть/нефтепродукты, не допуская отклонения груза (лота) от вертикального положения, не задевая за внутреннее оборудование, сохраняя спокойное состояние поверхности нефти/нефтепродуктов и не допуская волн;

б)    первый отсчет (верхний) берут по рулетке на уровне риски планки замерного люка (верхней образующей замерного люка). Затем рулетку поднимают строго вертикально, не допуская смещения в сторону, и берут отсчет на месте смоченной части ленты нефтью/нефтепродуктами (нижний отсчет);

в)    отсчет по ленте рулетки проводят сразу после появления смоченной части ленты рулетки над измерительным люком с точностью до 1 мм;

г)    измерения высоты пустоты в каждой мере вместимости проводят дважды. Если результаты измерений отличаются не более чем на 1 мм, то в качестве результата измерений уровня принимают их среднее значение;

д)    если полученное расхождение измерений составляет более 1 мм, то измерения повторяют еще дважды и берут среднее значение из трех наиболее близких измерений;

е)    высоту пустоты меры вместимости находят как разность верхнего и нижнего отсчетов по рулетке.

12.5.3.8    Уровень нефти/нефтепродуктов по высоте пустоты резервуаров с плавающей крышей вычисляют по формуле

« = "*-«*, (12.1)

где    Нж — уровень нефти/нефтепродуктов в резервуаре с плавающей крышей, измеренный с исполь

зованием измерительного люка на крыше резервуара;

Нж —уровень нефти/нефтепродуктов в резервуаре с плавающей крышей, измеренный с использованием измерительного люка на верхней площадке направляющей колонны.

15

12.5.3.9    Уровень нефти/нефтепродуктов в мере вместимости определяют вычитанием полученного значения высоты пустоты из величины базовой высоты меры вместимости, определенной при поверке (градуировке) меры вместимости.

12.5.3.10    Переносной электронный измеритель уровня используют в соответствии с руководством по эксплуатации. Показания считывают с дисплея переносного электронного измерителя уровня.

12.5.3.11    Стационарный уровнемер используют в соответствии с руководством по эксплуатации. Значение уровня нефти/нефтепродуктов определяют по дисплею стационарного уровнемера или автоматизированного рабочего места оператора.

12.5.3.12    Результат измерения уровня нефти/нефтепродуктов в мере вместимости округляют до целого значения.

12.5.4 Измерение уровня подтоварной воды в мерах вместимости

12.5.4.1    Измерение уровня подтоварной воды Нв в мерах вместимости проводят измерительной рулеткой с грузом (лотом) или метроштоком с применением водочувствительной ленты или пасты, переносным электронным измерителем уровня или стационарным уровнемером.

12.5.4.2    Водочувствительную ленту в натянутом виде прикрепляют к свободной поверхности груза (лота) с двух противоположных сторон.

12.5.4.3    Водочувствительную пасту наносят тонким слоем на свободную поверхность груза (лота) полосками с двух противоположных сторон.

12.5.4.4    Рулетку с грузом (лотом) с водочувствительной пастой или прикрепленной водочувствительной лентой выдерживают в мере вместимости неподвижно в течение 2—3 мин до полного растворения водочувствительного слоя. Время выдержки может быть иным, если это предусмотрено технической документацией на водочувствительную пасту или ленту.

12.5.4.5    Измерение уровня подтоварной воды в каждой мере вместимости проводят дважды. Если результаты измерений отличаются не более чем на 1 мм, то в качестве результата измерений уровня принимают их среднее значение, если полученное расхождение более 1 мм, то измерения повторяют еще дважды и берут среднее значение из трех наиболее близких измерений.

12.5.4.6    Измерения уровня подтоварной воды повторяют, если на ленте или пасте он обозначен нечетко, косой линией или на неодинаковой высоте с обеих сторон, что указывает на наклонное положение груза (лота) при выполнении измерений.

12.5.4.7    Размытая грань является следствием отсутствия резкой границы раздела между водой и нефтью/нефтепродуктом и свидетельствует о наличии водоэмульсионного слоя. В этом случае измерения повторяют после отстоя и расслоения эмульсии.

12.5.4.8    Переносной электронный измеритель уровня используют в соответствии с руководством по эксплуатации. Зонд следует опускать и поднимать медленно, не допуская волн на поверхности нефти/нефтепродуктов. Показания считывают с дисплея переносного электронного измерителя уровня.

12.5.4.9    Допускается измерение уровня подтоварной воды производить одновременно с измерением уровня нефти/нефтепродуктов в мерах вместимости.

12.5.4.10    Результат измерения уровня подтоварной воды в мерах вместимости округляют до целого значения и заносят в журнал регистрации показаний СИ и вычислений массы нефти/нефтепродуктов.

12.5.5    Отбор пробы в мерах вместимости и мерах полной вместимости

12.5.5.1    Пробу нефти/нефтепродуктов в мерах вместимости и мерах полной вместимости отбирают в соответствии с ГОСТ 2517.

12.5.5.2    Упаковка, маркировка и хранение проб нефти/нефтепродуктов осуществляется в соответствии с ГОСТ 2517.

12.5.6    Измерение температуры нефти и нефтепродуктов в мерах вместимости и мерах полной вместимости

12.5.6.1    При отборе объединенной пробы в один прием стационарными пробоотборниками среднюю температуру нефти/нефтепродуктов измеряют термометром в объединенной пробе. Измерение температуры проводят непосредственно в пробоприемнике (термостатическом цилиндре). Термометр погружают в нефть/нефтепродукты на глубину, указанную в паспорте на данный термометр, и выдерживают в пробе до принятия столбиком ртути постоянного положения.

12.5.6.2    При отборе точечных проб переносным пробоотборником температуру нефти/нефтепродуктов измеряют термометром в пробе в течение 1—3 мин после ее отбора, при этом переносной пробоотборник выдерживают на уровне отбираемой пробы в течение не менее 5 минут. Термометр погружают в пробоотборник с нефтью/нефтепродуктами на глубину, указанную в паспорте на данный термометр, и выдерживают в пробе до принятия столбиком ртути постоянного положения.

ГОСТ P 8.903—2015

Содержание

1    Область применения.................................................................1

2    Нормативные ссылки.................................................................1

3    Термины и определения...............................................................2

4    Сокращения........................................................................3

5    Основные положения.................................................................3

6    Обеспечение единства измерений......................................................3

7    Требования к квалификации персонала..................................................3

8    Требования безопасности.............................................................4

9    Требования охраны окружающей среды..................................................4

10    Измерение массы нефти и нефтепродуктов косвенным методом динамических измерений......4

10.1    Требования к погрешности измерений..............................................4

10.2 Требования к средствам измерений и вспомогательным устройствам....................4

10.3 Требования к условиям измерений на объектах измерений.............................5

10.4    Подготовка к выполнению измерений...............................................5

10.5    Порядок выполнения измерений...................................................6

10.6    Обработка результатов измерений.................................................6

10.7    Оформление результатов измерений...............................................8

10.8    Определение погрешности результатов измерений....................................9

11    Измерение массы нефти и нефтепродуктов прямым методом динамических измерений........10

11.1    Требования к погрешности измерений..............................................10

11.2    Требования к средствам измерений и вспомогательным устройствам....................10

11.3    Требования к условиям измерений на объектах измерений............................11

11.4    Подготовка к выполнению измерений..............................................11

11.5    Порядок выполнения измерений..................................................11

11.6    Обработка результатов измерений................................................11

11.7    Оформление результатов измерений..............................................12

11.8    Определение погрешности результатов измерений...................................12

12    Измерение массы нефти и нефтепродуктов косвенным методом статических измерений.......12

12.1    Требования к погрешности измерений.............................................12

12.2    Требования к средствам измерений и вспомогательным устройствам...................13

12.3    Требования к условиям измерений на объектах измерений............................13

12.4    Подготовка к выполнению измерений..............................................14

12.5    Порядок выполнения измерений..................................................14

12.6    Обработка результатов измерений................................................17

12.7    Оформление результатов измерений..............................................21

12.8    Определение погрешности результатов измерений...................................21

13    Измерение массы нефти и нефтепродуктов прямым методом статических измерений.........24

13.1    Требования к погрешности измерений.............................................24

13.2    Требования к средствам измерений и вспомогательным устройствам...................24

13.3    Требования к условиям измерений на объектах измерений............................24

13.4    Подготовка к выполнению измерений..............................................25

13.5    Порядок выполнения измерений..................................................25

13.6    Обработка результатов измерений................................................26

ГОСТ P 8.903—2015

12.5.6.3 Температуру нефти/нефтепродуктов с помощью преобразователя температуры определяют путем погружения его в меру вместимости и меру полной вместимости с нефтью/нефтепродуктом в точках отбора проб по ГОСТ 2517. При этом преобразователь температуры выдерживают на уровне отбираемой пробы в течение времени, установленного в эксплуатационной документации на преобразователь температуры.

12.5.7    Измерение плотности нефти и нефтепродуктов в мерах вместимости и мерах полной вместимости

12.5.7.1    Плотность нефти/нефтепродуктов в лаборатории измеряют лабораторным ПП или ареометром по ГОСТ 3900 или по ГОСТ Р 51069, [6] по объединенной пробе нефти/нефтепродуктов, отобранной из меры вместимости и меры полной вместимости. Допускается проводить измерение плотности нефти/нефтепродуктов по методикам измерений, аттестованным в соответствии с ГОСТ Р 8.563.

12.5.7.2    Плотность нефти/нефтепродуктов измеряют ареометром или лабораторным ПП в объединенной пробе, составленной смешением точечных проб по ГОСТ 2517.

12.5.7.3    Допускается измерение плотности нефти/нефтепродукта в мере вместимости и мере полной вместимости переносным ПП в соответствии сего руководством по эксплуатации. Измерение плотности нефти/нефтепродуктов проводят в точках отбора проб по ГОСТ 2517.

12.5.8    Определение балласта нефти в мерах вместимости и мерах полной вместимости

12.5.8.1    Массовую долю воды в нефти определяют с применением преобразователя влагосодер-жания или по ГОСТ 2477. Массовую долю хлористых солей в нефти определяют по ГОСТ 21534. Массовую долю механических примесей в нефти определяют по ГОСТ 6370. Допускается проводить измерения массовой доли воды, хлористых солей, механических примесей с применением измерительных преобразователей по аттестованным методикам измерений.

12.5.8.2    Массовую долю воды, хлористых солей, механических примесей в нефти в испытательной лаборатории определяют с использованием проб, отбираемых автоматическими пробоотборниками или вручную в соответствии с ГОСТ 2517.

12.6 Обработка результатов измерений

12.6.1    Обработка результатов измерений осуществляется с применением аттестованного программного обеспечения либо вручную в соответствии с алгоритмом, приведенным в настоящем стандарте. При наличии автоматизированной системы учета нефти/нефтепродуктов в резервуарах обработка результатов измерений осуществляется с применением СОИ.

12.6.2    Объем нефти/нефтепродуктов в мерах полной вместимости определяют по свидетельству о поверке меры полной вместимости.

12.6.3    Объем нефти/нефтепродуктов в мерах вместимости, приведенный к объему при температуре 15 °С, V'g, м3, вычисляют по формуле

Ks = УЦ1 + (2<ХСТ + ав). (Г„ - 20)] CTLV    (12.2)

где V™— объем нефти/нефтепродуктов в мерах вместимости, м3, вычисляемый по формуле

V* = K-VB,    (12.3)

где \/ж—объем жидкости (нефть/нефтепродукты, подтоварная вода), определяемый по градуировочной таблице меры вместимости, составленной при температуре 20 °С по ГОСТ 8.346, ГОСТ 8.570, по методикам (методам) измерений, соответствующим ГОСТ Р 8.563, документам на методику поверки, соответствующим [11], м3;

VB —объем подтоварной воды в мере вместимости, определяемый по градуировочной таблице меры вместимости, составленной при температуре 20 °С по ГОСТ 8.346, ГОСТ 8.570, по методикам (методам) измерений, соответствующим ГОСТ Р 8.563, документам на методику поверки, соответствующим [11], м3; аст—температурный коэффициент линейного расширения материала стенки меры вместимости, °С'1. Значение температурного коэффициента линейного расширения материала стенки меры вместимости астдля стали принимают равным 12,5 -10"6 “С'1, для бетона — 10 ■ 10'6 °С'1;

17

ГОСТ P 8.903—2015

13.7    Оформление результатов измерений..............................................26

13.8    Определение погрешности результатов измерений...................................26

14 Измерение массы нефти и нефтепродуктов косвенным методом, основанным

на гидростатическом принципе.........................................................27

14.1    Требования к погрешности измерений.............................................27

14.2    Требования к средствам измерений и вспомогательным устройствам...................27

14.3    Требования к условиям измерений на объектах измерений............................28

14.4    Подготовка к выполнению измерений..............................................28

14.5    Порядок выполнения измерений..................................................28

14.6    Обработка результатов измерений................................................29

14.7    Оформление результатов измерений..............................................30

14.8    Определение погрешности результатов измерений...................................30

Приложение А (обязательное) Порядок определения коэффициентов CTL и CPL................32

Библиография.......................................................................34

IV

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Государственная система обеспечения единства измерений

МАССА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

Методики (методы) измерений

State system for ensuring the uniformity of measurements. Mass of petroleum and petroleum products.

Procedures of measurements

Дата введения — 2016—07—01

1    Область применения

Настоящий стандарт распространяется на методики (методы) измерений массы брутто и нетто нефти и массы нефтепродуктов и устанавливает порядок их выполнения.

2    Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 8.009 Государственная система обеспечения единства измерений. Нормируемые метрологические характеристики средств измерений

ГОСТ 8.247 Государственная система обеспечения единства измерений. Метроштоки для измерений уровня нефтепродуктов в горизонтальных резервуарах. Методика поверки

ГОСТ 8.346 Государственная система обеспечения единства измерений. Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические. Методика поверки

ГОСТ 8.570 Государственная система обеспечения единства измерений. Резервуары стальные вертикальные цилиндрические. Методика поверки

ГОСТ 8.600 Государственная система обеспечения единства измерений. Автоцистерны для жидких нефтепродуктов. Методика поверки

ГОСТ 12.1.030 Система стандартов безопасности труда. Электробезопасность. Защитное заземление, зануление

ГОСТ 33 Нефтепродукты. Прозрачные и непрозрачные жидкости. Определение кинематической вязкости и расчет динамической вязкости

ГОСТ 400 Термометры стеклянные для испытаний нефтепродуктов. Технические условия

ГОСТ 1756 Нефтепродукты. Определение давления насыщенных паров

ГОСТ 2477 Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды

ГОСТ 2517 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб

ГОСТ 3900 Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности

ГОСТ 6370 Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей

ГОСТ 7502 Рулетки измерительные металлические. Технические условия

ГОСТ 13196 Устройства автоматизации резервуарных парков. Средства измерения уровня и отбора проб нефти и нефтепродуктов. Общие технические требования и методы испытаний ГОСТ 18481 Ареометры и цилиндры стеклянные. Общие технические условия ГОСТ 21534 Нефть. Методы определения содержания хлористых солей

Издание официальное

ГОСТ 28498 Термометры жидкостные стеклянные. Общие технические требования. Методы испытаний

ГОСТ 30414 Весы для взвешивания транспортных средств в движении. Общие технические требования

ГОСТ 31378 Нефть. Общие технические условия

ГОСТ Р 8.563 Государственная система обеспечения единства измерений. Методики (методы) измерений

ГОСТ Р 8.580 Государственная система обеспечения единства измерений. Определение и применение показателей прецизионности методов испытаний нефтепродуктов

ГОСТ Р 8.736 Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения прямые многократные. Методы обработки результатов измерений. Основные положения

ГОСТ Р 51069 Нефть и нефтепродукты. Метод определения плотности, относительной плотности и плотности в градусах API ареометром

ГОСТ Р 51858 Нефть. Общие технические условия

ГОСТ Р 52050 Топливо авиационное для газотурбинных двигателей Джет А-1 (Jet А-1). Технические условия

ГОСТ Р 52340 Нефть. Определение давления паров методом расширения

ГОСТ Р 53228 Весы неавтоматического действия. Часть 1. Метрологические и технические требования. Испытания

ГОСТ Р 54500.1 Неопределенность измерения. Часть 1. Введение в руководства по неопределенности измерения

ГОСТ Р 54500.3 Неопределенность измерения. Часть 3. Руководство по выражению неопределенности измерения

ГОСТ Р 54500.3.1 Неопределенность измерения. Часть 3. Руководство по выражению неопределенности измерения. Дополнение 1. Трансформирование распределений с использованием метода Монте-Карло

ГОСТ Р ИСО 5725-1 Точность (правильность и прецизионность) методов и результатов измерений. Часть 1. Основные положения и определения

ГОСТ Р ИСО 5725-6 Точность (правильность и прецизионность) методов и результатов измерений. Часть 6. Использование значений точности на практике

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 ежегодному информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты» за текущий год. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого стандарта с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого стандарта с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный документ, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения

В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:

3.1    косвенный метод динамических измерений: Метод динамических измерений, при котором значение массы нефти/нефтепродуктов определяют на основании результатов измерений плотности и объема нефти/нефтепродуктов в трубопроводах.

3.2    косвенный метод статических измерений: Метод статических измерений, при котором значение массы нефти/нефтепродуктов определяют на основании результатов измерений плотности и объема нефти/нефтепродуктов в мерах вместимости, мерах полной вместимости.

3.3    косвенный метод, основанный на гидростатическом принципе: Метод, при котором значение массы нефти/нефтепродуктов определяют на основании результатов измерений гидростатического давления и уровня нефти/нефтепродуктов в мерах вместимости.

3.4    масса балласта: Масса воды, солей и механических примесей в нефти.

ГОСТ P 8.903—2015

3.5    масса брутто нефти: Масса нефти, показатели которой соответствуют ГОСТ Р 51858 и ГОСТ 31378.

3.6    масса нетто нефти: Разность массы брутто нефти и массы балласта.

3.7    мера вместимости: Средство измерений объема нефти/нефтепродуктов, имеющее свидетельство о поверке и утвержденную градуировочную таблицу.

Примечание — К мерам вместимости относятся вертикальные резервуары, горизонтальные резервуары, резервуары (танки) речных и морских наливных судов, железнодорожные цистерны.

3.8    мера полной вместимости: Средство измерений объема нефти/нефтепродуктов, имеющее свидетельство о поверке и оснащенное указателем уровня наполнения.

Примечание — К мерам полной вместимости относятся автоцистерны, прицепы-цистерны, полуприцепы-цистерны.

3.9    прямой метод динамических измерений: Метод, основанный на прямых измерениях массы нефти/нефтепродуктов с применением преобразователей массового расхода в трубопроводах.

3.10    прямой метод статических измерений: Метод, основанный на прямых измерениях массы нефти/нефтепродуктов с применением весов.

3.11    стандартные условия: Условия, соответствующие температуре нефти/нефтепродуктов 15 °С или 20 °С и избыточному давлению, равному нулю.

4 Сокращения

В настоящем стандарте применены следующие сокращения:

ПП — преобразователь плотности;

СИ — средство измерений;

СИКН — система измерений количества и показателей качества нефти;

СИКНП — система измерений количества и показателей качества нефтепродуктов;

СОИ — система обработки информации.

5    Основные положения

5.1    Для измерений массы брутто и нетто нефти и массы нефтепродуктов, транспортируемых по трубопроводам, применяют:

а)    косвенный метод динамических измерений;

б)    прямой метод динамических измерений.

5.2    Для измерений массы нефти/нефтепродуктов в мерах вместимости и мерах полной вместимости применяют:

а)    прямой метод статических измерений;

б)    косвенный метод статических измерений;

в)    косвенный метод, основанный на гидростатическом принципе.

5.3    Нефть должна соответствовать ГОСТ Р 51858 или ГОСТ 31378.

6    Обеспечение единства измерений

При измерениях массы нефти/нефтепродуктов применяют СИ, СИКН/СИКНП утвержденного типа в соответствии с административным регламентом [1], прошедшие поверку в соответствии с [2].

7    Требования к квалификации персонала

7.1 К выполнению работ должны допускаться лица не моложе 18 лет, имеющие квалификацию оператора товарного не ниже 4 разряда в соответствии с [3], соответствующую выполняемой работе, прошедшие в установленном порядке обязательный медицинский осмотр (обследование) и не имеющие медицинских противопоказаний, прошедшие вводный инструктаж по охране труда и пожарной безопасности, первичный инструктаж на рабочем месте по охране труда, первичный инструктаж по

3

пожарной безопасности, обучение и проверку знаний требований охраны труда и методов оказания первой доврачебной помощи пострадавшим, стажировку и допуск к самостоятельной работе.

7.2 Допущенный к работе персонал должен знать эксплуатационную документацию на СИ и вспомогательные устройства и уметь выполнять операции, предусмотренные настоящим стандартом.

8    Требования безопасности

8.1    При выполнении работ должны соблюдаться требования охраны труда, промышленной и пожарной безопасности.

8.2    Пожарная безопасность и взрывобезопасность должны обеспечиваться в соответствии с [4] и

[5].

8.3    Применяемое электрооборудование должно быть надежно заземлено в соответствии с ГОСТ 12.1.030.

8.4    Применяемое электрооборудование должно иметь сертификат соответствия (декларацию о соответствии) требованиям технических регламентов или заключение экспертизы промышленной безопасности.

8.5    СИ, электрооборудование и вспомогательные устройства должны использоваться в соответствии с руководствами (инструкциями) по эксплуатации.

8.6    Конструкция СИ, электрооборудования и вспомогательных устройств должны обеспечивать возможность удобного и безопасного выполнения операций с применением средств индивидуальной защиты.

8.7    При возникновении неисправностей, аварийной разгерметизации оборудования работы должны быть прекращены. Возобновление работ допускается только после выявления и устранения причин их возникновения.

9    Требования охраны окружающей среды

Безопасность окружающей среды должна обеспечиваться отсутствием неконтролируемых утечек нефти/нефтепродуктов во время измерений.

10    Измерение массы нефти и нефтепродуктов косвенным методом динамических измерений

10.1    Требования к погрешности измерений

10.1.1    Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти и массы нефтепродуктов составляют ± 0,25 %.

10.1.2    Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти составляют ± 0,35 %.

10.2    Требования к средствам измерений и вспомогательным устройствам

10.2.1    Для выполнения измерений применяют:

а)    СИКН с пределами допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти ± 0,25 % и массы нетто нефти ± 0,35 %;

б)    СИКНП с пределами допускаемой относительной погрешности измерений массы нефтепродуктов ± 0,25 %.

10.2.2    Для выполнения измерений допускается применять следующие СИ, используемые автономно или в составе СИКН/СИКНП:

а)    преобразователи объемного расхода с пределами допускаемой относительной погрешности ±0,15%;

б)    преобразователи давления с электрическим выходным сигналом с пределами допускаемой приведенной погрешности ± 0,5 %;

в)    преобразователи температуры с электрическим выходным сигналом с пределами допускаемой абсолютной погрешности ± 0,3 °С;

г)    поточные ПП с пределами допускаемой абсолютной погрешности ± 0,5 кг/м3;

ГОСТ Р 8.903-2015

д)    поточные преобразователи вязкости с пределами допускаемой приведенной погрешности ± 1 %;

е)    преобразователи влагосодержания в нефти с пределами допускаемой абсолютной погрешности ± 0,1 %.

10.2.3    При отказе (отсутствии) преобразователей давления, преобразователей температуры, поточных ПП, поточных преобразователей вязкости допускается применять:

а)    манометры с классом точности не ниже 0,6;

б)    термометры с пределами допускаемой абсолютной погрешности ± 0,2 °С;

в)    автоматические лабораторные СИ плотности с пределами допускаемой абсолютной погрешности ± 0,36 кг/м3 или СИ по ГОСТ 3900 или ГОСТ Р 51069;

г)    автоматические лабораторные СИ вязкости с пределами допускаемой приведенной погрешности ± 1 % или СИ по ГОСТ 33.

10.2.4    СИ и вспомогательные устройства, используемые в испытательной (аналитической) лаборатории для определения:

а)    массовой доли воды в нефти — по ГОСТ 2477;

б)    массовой доли хлористых солей в нефти — по ГОСТ 21534;

в)    массовой доли механических примесей в нефти — по ГОСТ 6370.

10.2.5    В качестве вспомогательных устройств для СИ, используемых автономно, применяют:

а)    пробозаборное устройство;

б)    автоматический пробоотборник;

в)    ручной пробоотборник с диспергатором.

10.2.6    Диапазоны измерений СИ должны обеспечивать возможность измерений величин во всем интервале значений.

10.2.7    Программное обеспечение, применяемое для измерений, регистрации и обработки результатов измерений, должно быть защищено от несанкционированной настройки и вмешательства, которые могут привести к искажению результатов измерений, их регистрации и обработки.

10.3 Требования к условиям измерений на объектах измерений

10.3.1    Расход нефти/нефтепродуктов через преобразователи объемного расхода (турбинные, ультразвуковые, роторные, лопастные) должен находиться в пределах рабочего диапазона расхода, указанного в свидетельстве о поверке.

10.3.2    Значение избыточного давления в трубопроводе I3изб’ МПа, после преобразователя объемного расхода должно быть не менее значения, вычисленного по формуле

Риз6 = 2,06Рн + 2ДР,    (10.1)

где Рн — давление насыщенных паров, МПа (определяют в соответствии с ГОСТ 1756, ГОСТ Р 52340);

АР— перепад давления на преобразователе объемного расхода, МПа (определяют по технической документации на преобразователи объемного расхода).

Примечание — При отличии формулы в технической документации на преобразователь объемного расхода для расчета значения избыточного давления в трубопроводе Ризбот приведенной следует проводить расчет по технической документации.

10.3.3    Условия применения СИКН, СИКНП и СИ должны соответствовать условиям эксплуатации, указанным в эксплуатационной документации.

10.4 Подготовка к выполнению измерений

При подготовке к выполнению измерений выполняют следующие операции:

а)    СИКН, СИКНП и СИ подготавливают к выполнению измерений в соответствии с эксплуатационной документацией;

б)    проверяют наличие действующих свидетельств о поверке СИКН, СИКНП, СИ, целостность пломб и/или клейм СИ;

в)    проверяют выполнение условий измерений согласно 10.3.

5

10.5 Порядок выполнения измерений

10.5.1    При косвенном методе динамических измерений должны выполняться следующие операции:

а)    измерение объема нефти/нефтепродуктов;

б)    измерение плотности нефти/нефтепродуктов;

в)    измерение давления и температуры нефти/нефтепродуктов;

г)    определение составляющих балласта нефти.

10.5.2    Если вязкость нефти влияет на характеристики преобразователей объемного расхода, необходимо контролировать диапазон вязкости, в котором работает преобразователь объемного расхода. Вязкость нефти измеряют с периодичностью, установленной стандартами организации.

10.5.3    При отказе (отсутствии) поточных ПП плотность нефти/нефтепродуктов измеряют по ГОСТ 3900 или ГОСТ Р 51069 и [6]. Коэффициенты объемного расширения и сжимаемости нефти/нефтепродуктов определяют в соответствии с [7]. Допускается проводить измерение плотности нефти/нефтепродуктов по методикам измерений, аттестованным в соответствии с ГОСТ Р 8.563.

10.5.4    При отсутствии или отказе поточного вискозиметра кинематическую вязкость нефти/нефтепродуктов определяют по ГОСТ 33 при температуре нефти/нефтепродуктов в СИ объемного расхода.

10.5.5    Отбор проб выполняют по ГОСТ 2517.

10.5.6    Массу нетто нефти вычисляют как разность массы брутто нефти и массы балласта. Массу балласта вычисляют как общую массу воды, солей и механических примесей в нефти.

10.5.7    Массовую долю воды в нефти определяют с применением преобразователя влагосодержа-ния или по ГОСТ 2477. Массовую долю хлористых солей в нефти определяют по ГОСТ 21534. Массовую долю механических примесей в нефти определяют по ГОСТ 6370.

10.5.8    Массовую долю воды, хлористых солей, механических примесей в нефти в испытательной (аналитической) лаборатории определяют с использованием проб, отбираемых автоматическими пробоотборниками или вручную в соответствии с ГОСТ 2517.

10.6 Обработка результатов измерений

10.6.1    При применении СИКН/СИКНП обработку результатов измерений осуществляют с применением СОИ в составе СИКН/СИНКП. При применении автономных СИ обработку результатов измерений осуществляют с применением аттестованного программного обеспечения либо вручную в соответствии с алгоритмом, приведенным в настоящем стандарте.

10.6.2    Плотность нефти/нефтепродуктов, измеренную с применением поточного ПП, приведенную к плотности при температуре 15 °С, Pis, кг/м3, вычисляют по формуле

Д Рим Pl5 CTLpCPl® ’

Д

где Ризм — плотность нефти/нефтепродуктов, измеренная при температуре и давлении нефти/нефтепродуктов в ПП, кг/м3;

CTL£ — коэффициент, учитывающий влияние температуры нефти/нефтепродуктов в ПП на объем нефти/нефтепродуктов, определяемый аналогично коэффициенту CTL в соответствии с приложением А;

CPL" — коэффициент, учитывающий влияние давления нефти/нефтепродуктов в ПП на объем нефти/нефтепродуктов, определяемый аналогично коэффициенту CPL в соответствии с приложением А.

10.6.3 Плотность нефти/нефтепродуктов, измеренную с применением ареометра или лабораторного плотномера в лаборатории в объединенной пробе, приведенную к плотности при температуре 15 °С, р?5, кг/м3, вычисляют по формуле

(10.2)

р L*

CTLp


(10.3)


Pl5 :


6