Сертификация: тел. +7 (495) 175-92-77
Стр. 1
 

5 страниц

244.00 ₽

Купить официальный бумажный документ с голограммой и синими печатями. подробнее

Официально 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

Устанавливает метод измерения влажности эмульсии нефти и нефтепродуктов, способных образовывать эмульсии типа “вода в масле“, диэлькометрическими влагомерами.

Метод основан на измерении зависимости диэлектрической проницаемости эмульсии от содержания воды

Ограничение срока действия снято: Постановление Госстандарта № 567 от 22.06.92

Оглавление

1 Отбор проб

2 Приборы и материалы

3 Подготовка к определению

4 Проведение определения

5 Обработка результатов

Приложение Определения некоторых терминов, принятых в настоящем стандарте

Показать даты введения Admin

Страница 1

Группа Ь09

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ

Нефгь и нефтепродукты

ДИЭЛЬКОМЕТРИЧЕСКИЙ МЕТОД

ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВЛАЖНОСТИ    ГОСТ

14203-69

Oil and Petroleum Products. Capacitance method of determination of water content

MKC 75.080 ОКСТУ 0209

Постановлением Комитета стандартов, мер и итмерительных приборов при Совете Министров СССР от 7 февраля 1969 г. № 171 дата введения установлена    01.01.70

Ограничение срока действия снято Постановлением Госстандарта от 22.06.92 № 567

Настоящий стандарт устанавливает метод измерения апажности эмульсин нефти и нефтепродуктов. способных образовывать эмульсии типа «вода в масле», диэлькомегрическнми влагомерами.

Метод основан на измерении зависимости диэлектрической проницаемости эмульсии от содержания воды.

(Измененная редакция, Изм. № 2).

I. ОТБОР ПРОБ

1.1.    Отбор проб для определения влажности диэл ькометрическим методом производится двумя способами:

а)    порционным;

б)    непрерывным.

(Измененная редакция, Изм. № 1, 2).

1.2.    Порционный отбор проб для лабораторных измерений — по ГОСТ 2517-85.

Для перемешивания пробы необходимо применять механические эмульсификаторы.

1.3.    Для непрерывного отбора проб из трубопровода при измерении влажности в потоке ответа! я ют часть потока из трубопровода через пробозаборное устройство в емкостной датчик или пропускают весь поток через емкостной датчик, установленный на вертикальном участке трубопровода (черт. 2). Нробозаборное устройство для отбора пробы из трубопровода по ГОСТ 2517-85.

При наличии в потоке свободной воды необходимо ее отделить от нефтяной эмульсии для раздельного измерения.

1.2, 1.3. (Измененная редакция. Изм. № 2).

1.4.    Ятя уменьшения погрешности, вызванной отложением на деталях емкостного датчика парафина и механических примесей, электроды должны располагаться вертикально и иметь защитное покрытие.

Перед датчиками с непрерывным отбором пробы в необходимых случаях допускается устанавливать фильтры, не вызывающие отделения воды, и отстойники для отделения свободной воды.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

1.5.    Способ соединения поточного датчика с нефтепроводом должен обеспечивать турбулентный поток и не создавать перепадов давления, вызывающих выделение газа (паров).

(Измененная редакция, Изм. № 2).

И мание официалыюе    Перепечатка    воспрещена

Hjfkmue с Изменениями № /, 2, утверж<кнными в феврале 1981 г., сентябре 1986 г.

(НУС 4-81, 12-86).

123

Страница 2

С. 2 ГОСТ 14203-69

Установка емкостного датчика в потоке

С цилиндрическими электродами    С    плоскими    электродами

/ — имугреннин электрод: 2 — ннешмии хмктрод: 3 — разъем для соединении с и шеритедьным блоком

Черт. 21

2. ПРИБОРЫ И МАТЕРИАЛЫ

2.1.    Диэлькометрнческий метод осущестатяется с применением влагомеров, состоящих из емкостных датчиков и измерительных блоков, преобразующих изменения электрической емкости датчика, вызываемые изменением влажности эмульсин, в выходной сигнал.

(Измененная редакция, Изм. № 1),

2.2.    (Исключен, Изм. № 2).

2.3.    Применяют влагомеры с диапазонами измерения влажности: 0—0,75; 0—1,5; 0—3; 0—15; 0—60 % (по объему).

Если для измерения влажности в общем потоке, предстаатенном свободной водой и эмульсией, используют шшгомер с диапазоном измерений 0—100 % (по объему), он дополняется усредняющим устройством.

(Измененная редакция, Изм. № 1, 2).

2.4.    Для измерения влажности нефти и нефтепродуктов должны использоваться влагомеры:

с подстройкой на нефть с определенной диэлектрической характеристикой при измерении;

с автоматической коррекцией влияния изменения диэлектрической характеристики нефти.

(Измененная редакция, Изм. № 2).

2.5.    (Исключен, Изм. № 2).

2.6.    Влагомеры, измеряющие влажность нефти в потоке, должны соответствовать ГОСТ 22782.5-78.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

124

1

Черт. I. (Исключен, Нам. № 2).

Страница 3

ГОСТ 14203-69 С. 3

2.7. Основная приведенная погрешность влагомеров в зависимости от диапазонов измерения влажности не должна превышать значений, указанных в табл. 1а.

Таблица 1а

Диапазоны измерения влажности. % (по объему)

0-0.75

0-1,5

0-3

0-15

0-60

Основная приведенная погрешность атагомеров, %

±4; ±6

12,5; ±4; ±6

±2.5; ±4: ±6

±2.5; ±4: ±6

±2,5: ±4; ±6

2.S. В зависимости от основной приведенной погрешности влагомеров основная приведенная погрешность измерительного блока aiaroMepa как измерителя емкости не должна превышать значений, указанных в табл. 1.

Таблица 1

Основная приведенная погрешность влагомеров, %

±2.5

±4,0

±6.0

Основная приведенная погрешность измерения емкости. % от верхнего предела

±2,0

±2,5

±4,0

2.7, 2.8. (Измененная редакция. Изч. № 2).

2.9.    Измерительные блоки влагомеров при изменениях показаний под влиянием внешних факторов по ГОСТ 22261-94.

2.10.    Узел регулировки влагомеров на нефть с определенной диэлектрической характеристикой должен обеспечивать возможность использования одной шкалы для измерения влажности нефти (нефтепродуктов) с диэлектрической проницаемостью от 2,00 до 2.65. Дополнительная погрешность от настройки на нефл, с определенной диэлектрической характеристикой не должна превышать половины основной погрешности.

2.11.    При изменении температуры нефти (нефтепродуктов) на ±10 “С от номинальной дополнительная погрешность влагомеров не должна превышать одной трети основной погрешности, указанной в табл. 1.

2.12.    Для уменьшения погрешности, возникающей при изменении диэлектрической проницаемости от температуры, у влагомеров с диапазонами измерения 0—0,75; 0—1,5; 0—3 и 0—15 % (по объему) должна быть предусмотрена температурная компенсация.

Способ температурной компенсации должен обеспечивать возможность подстройки влагомера при относительном температурном коэффициенте емкости датчика с эмульсией от минус 0.0005 до минус 0,0030.

2.13.    Дополнительная погрешность влагомера, возникающая при изменении тангенса угла диэлектрических потерь в датчике от нуля до указанных в табл. 2 значений, не должна превышать одной трети основной погрешности.

Таблица 2

Диапазоны измерения влажности. % (по объему)

0-0.75; 0-1,5; 0-3

0-15

0-60

Рабочая частота. МГц

0,1

0.5

2,0

0,1

0.5

2,0

0.1

0,5

2.0

Предельный тангенс угла диэлектрических потерь в датчике

0.045

0,055

0.065

0.045

0,055

0.100

0,100

0.360

0,700

2.9—2.13. (Измененная редакция, Изм. Ке 1, 2).

2.14. Для уменьшения погрешности, вызванной группированием частиц воды вдоль силовых линий электрического поля, необходимо обеспечить напряженность его в датчике не выше 2 В/мм, если не приняты специальные меры против этого явления.

125

Страница 4

С. 4 ГОСТ 14203-69

2.15.    Конструкция емкостных датчиков для проточных влагомеров должна исключать возможность выделения или скопления газа (паров) и свободной волы в электрическом поле датчиков.

2.16.    При отсутствии устройства для регулировки и компенсации емкости датчика после его разборки и сборки контролируют относительное изменение емкости промытого и осушенного датчика в процентах, которое не должно превышать значений, указанных в табл. 3.

Таблица 3

Дмапаиж измерения влажности. % (по объему)

Основная

приведенная погрешность влагомера, %

12.S

14,0

16.0

0-0.75

_

0.06

0.1

0-1.5

0,12

0.17

0.2

0-3

0.20

0.30

0,30

0-15

1,00

1,50

1,50

0-60

3.00

3,00

3.00

(Измененная редакция, Изм. № 1, 2).

2.17. Сопротивление изоляции сухого датчика должно быть не менее 40 МОм. Сопротивление изоляции проточного датчика после циркуляции в нем в течение суток эмульсии с влажностью, соответствующей середине шкалы прибора, и последующего удаления ее без промывки и просушки должно быть не менее 10 МОм.

3. ПОДГОТОВКА К ОПРЕДЕЛЕНИЮ

3.1.    Перед определением влажности нефти с определенной диэлектрической характеристикой влагомер должен быть настроен на измеряемую нефть в соответствии с инструкцией по эксплуатации прибора.

Разд. 3. (Измененная редакция, Изм. № 2).

4. ПРОВЕДЕНИЕ определения

4.1.    Влажность лабораторными влагомерами определяют путем заполнения емкостного датчика пробой нефти, отобранной в соответствии с разд. 1, и отсчета показаний по шкале прибора в процентах (по объему).

4.2.    Влажность в потоке нефти определяют путем пропускания всего потока или отделенной от него части через емкостный датчик и отсчета по шкале прибора или на диаграмме записи показаний у влагомеров с автоматической регистрацией.

4.1, 4.2. (Измененная редакция, Him. № 1).

4.3.    При применении влагомеров совместно с объемными расходомерами допускается сигнал результата определения влажности направлять в счетное устройство для автоматического раздельного учета количества чистой нефти и воды.

Примечание. При наличии в нефти (нефтепродуктах) механических примесей влагомеры регистрируют их наравне с влагой.

(Измененная редакция, Изм. № 1, 2).

5. ОБРАБОТКА РЕЗУЛЬТАТОВ

5.1. В результате определения находят влажность в % по объему (И^) и затем при необходимости вычисляют массовую концентрацию в %.

(Измененная редакция, Изм. № 2)

126

Страница 5

ГОСТ 14203-69 С. 5

5.2. Массовую концентрацию поды (И^мас) и % вычисляют по формуле

W.

где J — относительная плотность нефти (нефтепродукта) при 20 *С.

5.3.    Среднюю влажность в потоке нефти за время измерения вычисляют как среднеарифметическое результатов показаний влагомера за этот промежуток времени.

5.4.    Разность между влажностью, определенной двумя методами. — по ГОСТ 2477-65 и по стандартизуемому методу — в зависимости от основной приведенной погрешности атагомеров и диапазонов измерения влажности не должна превышать указанной в табл. 4.

Таблица 4

Основная приведенная погрешность влагомеров. %

Ражость между влажностью дли диапазонов щысрсним влажности.

% (по объему)

0-0.75

0-1,5

0-3

0-15

0-60

±2,5

_

♦0.2

±0.3

±0,6

±2.2

±4,0

±0,2

♦0.2

±0.3

±0.8

±3,0

±6,0

±0,2

±0.3

i0,4

±1.0

±4.0

5.3, 5.4. (Измененная редакция. Изм. № 2).

ПРИЛОЖЕНИЕ

ОПРЕДЕЛЕНИЯ НЕКОТОРЫХ ТЕРМИНОВ, ПРИНЯТЫХ В НАСТОЯЩЕМ СТАНДАРТЕ

Диспергированное состояние — состояние воды в нефти, при котором вода в виде мелких капелек равномерно распределена в нефти.

Емкостный датчик — устройство, представляющее собой конденсатор, в электрическом паче которого помешено исследуемое вещество.

Эмульсификатор — нробонриготовигельное устройство, обеспечивающее перевод всей волы в водонефтяной смеси в диспергированное состояние.

Эмульсия (нефтяная) — состояние водо-нсфгяной смеси, при котором вся вода находится в диспергированном состоянии.

Влагомер — прибор, при помощи которого осуществляется метод диэлькометрии для измерения атаж-ности.

Проточный датчик — емкостный датчик, через который непрерывно протекает измеряемый поток нефти (нефтепродукта).

Свободная вода — вода, которая, не диспергируясь, транспортируется вместе с нефтяной эмульсией и легко оседает на дно при остановке или уменьшении скорости потока.

Диэлектрическая характеристика — зависимость диэлектрической проницаемости данной нефти от влажности. определенная при нормальных условиях с требуемой точностью.

ПРИЛОЖЕНИЕ. (Измененная редакция, HiM. № 1, 2).

127