МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СОВЕТ ПО СТАНДАРТИЗАЦИИ, МЕТРОЛОГИИ И СЕРТИФИКАЦИИ

(МГС)

INTERSTATE COUNCIL FOR STANDARDIZATION, METROLOGY AND CERTIFICATION

(ISC)

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ

СТАНДАРТ

Государственная система обеспечения единства измерений

МАССА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

Методики (методы) измерений

Издание официальное

Москва

Стандартинформ

2019

Предисловие

Цели, основные принципы и общие правила проведения работ по межгосударственной стандартизации установлены ГОСТ 1.0 «Межгосударственная система стандартизации. Основные положения» и ГОСТ 1.2 «Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосударственные, правила и рекомендации по межгосударственной стандартизации. Правила разработки, принятия, обновления и отмены»

Сведения о стандарте

1    РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт трубопроводного транспорта» (ООО «НИИ Транснефть»), Федеральным государственным унитарным предприятием «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии» (ФГУП «ВНИИР»), Акционерным обществом «Нефтеавтоматика» (АО «Нефтеавтоматика»)

2    ВНЕСЕН Подкомитетом ПК 7 «Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов» Межгосударственного технического комитета по стандартизации МТК 523 «Техника и технологии добычи и переработки нефти и газа»

3    ПРИНЯТ Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 30 октября 2019 г. № 123-П)

За принятие проголосовали:

Краткое наименование страны по МК (ИСО 3166) 004—97 Код страны по МК (ИСО 3166) 004-97 Сокращенное наименование национального органа по стандартизации Армения AM Минэкономики Республики Армения Беларусь BY Госстандарт Республики Беларусь Киргизия KG Кыргызстандарт Россия RU Росстандарт

4    Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 14 ноября 2019 г. № 1170-ст межгосударственный стандарт ГОСТ 8.587-2019* введен в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации с 30 апреля 2020 г.

5    ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Информация о введении в действие (прекращении действия) настоящего стандарта и изменений к нему на территории указанных выше государств публикуется в указателях национальных стандартов, издаваемых в этих государствах, а также в сети Интернет на сайтах соответствующих национальных органов по стандартизации.

В случае пересмотра, изменения или отмены настоящего стандарта соответствующая информация будет опубликована на официальном интернет-сайте Межгосударственного совета по стандартизации, метрологии и сертификации в каталоге «Межгосударственные стандарты»

* Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 14 ноября 2019 г. № 1170-ст ГОСТ Р 8.595-2004 и ГОСТ Р 8 903—2015 отменены с 30 апреля 2020 г.

© Стандартинформ, оформление. 2019

В Российской Федерации 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

и

А 8 3 Отбор проб нефти/нефтепродуктов осуществляют по ГОСТ 2517, ГОСТ 31873

А 8 4 При отказе (отсутствии) поточных СИ плотности плотность нефти/нефтепродуктов измеряют в лаборатории по методикам измерений. ГОСТ 3900, ГОСТ ISO 3675

А 8.5 При отказе (отсутствии) поточных СИ вязкости нефти/нефтепродуктов (мазутов) вязкость нефти/не-фтепродуктов (мазутов) измеряют по ГОСТ 33 при температуре нефти/нефтепродуктов в СИ объемного расхода

А 8 6 При отказе преобразователей давления, преобразователей температуры давление и температуру нефти/нефтепродуктов измеряют с применением манометров и термометров

А 8 7 При отказе (отсутствии) поточных СИ объемной доли воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах) содержание воды в нефти измеряют с применением лабораторных автоматизированных СИ объемной доли воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах) или по ГОСТ 2477.

А 8 8 Массовую долю воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах) в испытательной лаборатории измеряют по ГОСТ 2477 Массовую долю механических примесей в нефти/нефтепродуктах (мазутах) измеряют по ГОСТ 6370 Массовую концентрацию хлористых солей в нефти измеряют по ГОСТ 21534.

Примечание — Допускается проводить измерения массовой доли воды, механических примесей, массовой концентрации хлористых солей с применением автоматизированных СИ по методикам измерений

А.9 Обработка результатов измерений

А 9.1 При применении СИКН, СИКНП обработку результатов измерений осуществляют с применением СОИ и программного обеспечения в составе СИКН. СИКНП При применении СИ. используемых автономно, обработку результатов измерений осуществляют с применением СОИ и/или программного обеспечения

Примечание — Возможна обработка результатов измерений оператором вручную

А 9.2 При обработке результатов измерений плотность нефти/нефтепродуктов приводят по температуре к стандартным условиям или к условиям измерения объема по формулам, приведенным в настоящем стандарте

Примечание — Допускается плотность нефти/нефтепродуктов приводить по температуре к стандартным условиям, к условиям измерения объема по таблицам пересчета (приведения) плотности по температуре к стандартным условиям и к условиям измерения объема, приведенным в документах по стандартизации, в том числе ANSI/ASTM D 1250(1)

А 9 3 Плотность нефти/нефтепродуктов. измеренную с применением поточных СИ плотности, приведенную к стандартным условиям при температуре 15 *С. кг/м³, вычисляют по формуле

гА =_ ^г'"^зм _ ¹⁵ CTL® CPL“'

где р®,_м — плотность нефти/нефтепродуктов. измеренная при температуре и давлении нефти/нефтепродуктов в поточных СИ плотности. кг/м³,

CTL* — поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры нефти/нефтепродуктов на их объем в поточных СИ плотности, вычисляемый аналогично поправочному коэффициенту CTL по формуле

CTL = ехр [-0 (Г* - T_f) (1 ♦ 0.8 р (f_v - Т,))).    (А.    3)

где t_v — температура нефти/нефтепродуктов. °С;

Т,— коэффициент, учитывающий стандартные условия по температуре, равный 15 *С или 20 °С в зависимости от исходных данных;

|$ — коэффициент объемного расширения нефти/нефтепродуктов. °С^-1, вычисляемый:

а) при температуре 15 "С по формуле

Ь₅А^+К'-Р» +К₂,

^р15

где Kq, К,. К₂ — коэффициенты, значения которых приведены в таблице А 1 р,₅ — плотность нефти/нефтепродуктов, вычисленная по А 9 5.

Таблица А. 1 — Значения коэффициентов Kq. К,, «2

Рабочая среда Р15. кг/м3 Ко к, К2 Нефть От 611,2 до 1163.8 613.9723 0,0000 0,0000 Бензины От 611,2 до 770,9 346.4228 0.43884 0,0000 Топлива, занимающие по плотности промежуточное место между бензинами и керосинами От 770,9 до 788,0 2690,7440 0,00000 -0,0033762

CTL” — поправочный коэффициент, учитывающий впияние температуры нефти/нефтепродуктов на их обьем, вычисляемый аналогично поправочному коэффициенту CTL.

А 9 5 Значения поправочных коэффициентов CTL*. СИ.”, СИ* и плотности р₁₅ вычисляют методом последовательных приближений для каждого измерения следующим образом

а)    вычисляют значение коэффициента объемного расширения нефтиУнефтепродуктов при температуре 15 ^вС |)₁₅₍₁₎. ^вС^-1, аналогично значению коэффициента объемного расширения нефтиУнефтепродуктов при температуре 15 ^еС (i₁₅. °С~\ по формуле (А.4), принимая плотность нефтиУнефтепродуктов р₁₅, кг/м³, равной измеренной плотности р®_>м или р”,,, кгУм³, соответственно.

б)    вычисляют значение коэффициента сжимаемости нефти/нефтепродуктов при температуре измерения ее объема у_ч1). МПа"¹, аналогично значению коэффициента сжимаемости рабочей среды при температуре измерения ее объема у_р МПа^-1, по формуле (А 8). принимая плотность нефти/нефтепродуктов р₁₅, кг/м³, равной измеренной плотности pjили p”_JM, кг/м³, соответственно, температуру нефтиУнефтепродуктов при измерении ее объема t_v. °С. равной температуре нефтиУнефтепродуктов при измерении плотности, ^вС;

в)    вычисляют значение поправочных коэффициентов CTL*₍₁₎. СИ^аналогично значению поправочного коэффициента CTL по формуле (А З), принимая температуру нефтиУнефтепродуктов при измерении ее объема t_v. °С, равной температуре нефти/нефтепродуктов при измерении плотности. °С. коэффициент объемного расширения нефти/нефтепродуктов при температуре 15 °С Ц₁₅, “С"¹, равным коэффициенту объемного расширения нефти/ нефтепродуктов при температуре 15 °С Р_15<1», ’С”¹;

г)    вычисляют значение поправочного коэффициента CPL^^ аналогично значению поправочного коэффициента CPL по формуле (А 7), принимая давление нефтиУнефтепродуктов при измерении ее объема P_v, МПа, равным давлению при измерении плотности, МПа, коэффициент сжимаемости нефти/нефтепродуктов при температуре измерения ее объема у,. МПа"¹, равным коэффициенту сжимаемости нефти/нефтепродуктов при температуре измерения ее объема МПа^-1;

д)    вычисляют значение плотности р^^или р^^аналогично значению плотности р^₅ или р*}₅ по формуле (А 2) или (А 9). принимая поправочный коэффициент CTL*^ равным поправочному коэффициенту CTL*;

в) проверяют выполнение условия

Hs<*rPl5<*- 1)1*0.01.    (А    12)

где к и (к-’У) — порядковые номера вычислений значений плотности р^₅, кг/м³, или выполнение условия

|р15<*)" Pi5<* _ 1)1 ⁵ 0.01,    (А 13)

где км (к-У) — порядковые номера вычислений значений плотности р^₅. кг/м³;

ж) при невыполнении условия (А 12) или (А 13) повторяют операции по перечислениям а>—д);

и) при выполнении условия (А 12) или (А 13) вычисления прекращают

А 9 6 Объем нефти/нефтепродуктов, приведенный к стандартным условиям при температуре 15 ’С. V₁₅, м³ вычисляют по формуле

V'is = 4m. CTLy CPLy,    (А    14)

где У_изм — объем нефти/нефтепродуктов, измеренный при температуре и давлении нефти/нефтепродуктов в СИ объемного расхода, м³;

CTLy — поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры нефти/нефтепродуктов на их обьем в СИ объемного расхода, вычисляемый аналогично поправочному коэффициенту СИ.

СР1у— поправочный коэффициент, учитывающий влияние давления нефти/нефтепродуктов на их объем в СИ объемного расхода, вычисляемый аналогично поправочному коэффициенту CPL

А 9 7 Объем нефти/нефтепродуктов м³. приведенный к стандартным условиям при температуре 20 °С. вычисляют по формуле

^20^=V,15 exp(Pi₅ 5 0 *4Ц,₅»    (А    15)

А 9 8 Массу брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов) и массу нефтепродуктов пг\. т, при измерениях объема нефти/нефтепродуктов с применением СИ объемного расхода и плотности нефти/нефтепродуктов с применением поточных СИ плотности, лабораторных автоматизированных СИ плотности, ареометров с последующим приведением результатов измерений к объему и плотности при стандартных условиях вычисляют по формуле

^ =    Vfl-10-³.    (А.    16)

где |>§ — плотность нефти/нефтепродуктов, приведенная к стандартным условиям, кг/м³, вычисляемая по формуле (А.2). или (А 6). или (А 9) в зависимости от применяемых СИ;

—объем нефти/нефтепродуктов, приведенный к стандартным условиям, м³. вычисляемый по формуле (А 14) или (А 15) в зависимости от требуемой температуры

А 9 9 Массу брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов) и массу нефтепродуктов /тт^. т. при измерениях объема нефти/нефтепродуктов с применением СИ объемного расхода и плотности нефти/нефтепродуктов с применением поточных СИ плотности с последующим приведением результатов измерений плотности нефти/нефтепродуктов к условиям измерений их объема допускается вычислять по формуле

Чом (1 ♦Р (7‘£-Г5)*у (P^av-P*)\ Ю"³.    (А    17)

где |V)_JM — плотность нефти/нефтепродуктов, измеренная при температуре и давлении нефти/нефтепродуктов в поточных СИ плотности, кг/м³,

—    объем нефти/нефтепродуктов, измеренный при температуре и давлении нефти/нефтепродуктов в СИ объемного расхода, м³.

Т*> — температура нефти/нефтепродуктов в поточных СИ плотности. 'С;

Т£ — температура нефти/нефтепродуктов в СИ объемного расхода, *С;

Р$ — избыточное давление нефти/нефтепродуктов в СИ объемного расхода. МПа;

—    избыточное давление нефти/нефтепродуктов в поточных СИ плотности, МПа

А.9.10 Массу брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов) и массу нефтепродуктов т%, т, при измерениях объема нефти/нефтепродуктов с применением СИ объемного расхода и плотности нефти/нефтепродуктов в объединенной пробе с применением лабораторных автоматизированных СИ плотности или ареометров с последующим приведением результатов измерений плотности нефти/нефтепродуктов к плотности при условиях измерений их объема допускается вычислять по формуле

= Чш. [1 ⁺ Р ’ (Тр- Tfy) + у Яу] • К • 10“®,    (А    18)

где — температура нефти/нефтепродуктов при измерении плотности. 'С;

Ру— избыточное давление нефти/нефтепродуктов при измерениях их объема. МПа А 9 11 Формулы (А 17), (А 18) 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 А 9 12 Массу нетто нефти/нефтепродуктов (мазутов) т_и, х вычисляют по формуле

т_и = т- т_б.    (А    19)

где т — масса брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов), т, вычисляемая по формуле (А 16). или (А 17). или (А 18) в зависимости от применяемых СИ и условий измерений, т₆ — масса балласта, т, вычисляемая по формуле

W_ue*W_Mn*kV_xc

100

где W_M , — массовая доля воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах). %:

а) вычисленная по результатам измерений объемной доли воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах) с применением поточных СИ объемной доли воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах) по формуле

=    (А    21)

I’m

где ф_{п в} — объемная доля воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах), измеренная поточными СИ объемной доли воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах), %; р, — плотность воды при температуре измерений объемной доли воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах), кг/м³, принимаемая равной 1000 кг/м³, р_н — плотность нефти/нефтепродуктов (мазутов) при температуре измерений объемной доли воды в нефти/ нефтепродуктах (мазутах), кг/м³, принимаемая равной измеренной плотности р®^

При различии температур (на величину, превышающую суммарную погрешность СИ температуры) при измерении плотности и объемной доли воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах) измеренное значение плотности приводят к температуре измерений объемной доли воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах) по формуле

Рн = Рй*. - (1 * Э ('«и-*И».    (А22)

где t^ — температура нефти/нефтепродуктов (мазутов) при измерении плотности нефти/нефтепродуктов (мазутов), °С;

/_и — температура нефти/нефтепродуктов (мазутов) при измерении массовой доли воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах), *С,

б) измеренная по ГОСТ 2477.

W_Mn — массовая доля механических примесей в нефти/нефтепродуктах (мазутах), измеренная по ГОСТ 6370, %;

W_{x с} — массовая доля хлористых солей в нефти, %, вычисляемая по формуле

И4._о-0.Т^.

Рйзм

где ф_{к с} — массовая концентрация хлористых солей, измеренная по ГОСТ 21534, мг/дм³;

Риэм — плотность нефти, принимаемая равной    а при отсутствии поточных СИ плотности — |>^, измерен

ной в лаборатории и приведенной к условиям измерений объема нефти/нефтелродуктов по формуле

=p,s CTL CPL    (А.    24)

При вычислении массы нетто нефтепродуктов (мазутов) по формуле (А 20) массовую долю хлористых солей W_{x c} принимают равной 0.

А.10 Оформление результатов измерений

Оформление результатов измерений при применении измерительных систем, в том числе СИКН. СИКНП, осуществляют с применением СОИ и программного обеспечения в составе измерительных систем, включая СИКН, СИКНП При применении СИ. используемых автономно, оформление результатов измерений осуществляют с применением СОИ и программного обеспечения

Примечание — Возможно оформление результатов измерений оператором вручную

А.11 Определение погрешности результатов измерений¹*

А 11 1 Относительную погрешность измерений массы брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов) и массы нефтепродуктов при косвенном методе динамических измерений и последующем приведении плотности и объема нефти/нефтепродуктов к плотности и обьему при стандартных условиях от^А, %, вычисляют по формуле

от^д = ±1,1 • JoV² + G² (6р² ♦1О⁴ р²• ЛТр ) +10⁴ р² • АТ*? + 6N²,    (^{А 25}>

где 6V— относительная погрешность измерений объема нефти/нефтепродуктов, % За оУ принимают относительную погрешность СИ объемного расхода нефти/нефтепродуктов, если сумма остальных составляющих погрешности измерений объема нефти/нефтепродуктов является несущественной в соответствии с ГОСТ 8 009,

G — коэффициент, вычисляемый по формуле

_G _ 1 + 2 р • Ту

1 + 2 p-V

где Ту, Т_р — температуры нефти/нефтепродуктов при измерениях их объема и плотности соответственно. ®С;

6р — пределы допускаемой относительной погрешности измерений плотности нефти/нефтепродуктов, %; ДТ_р, ДТу — абсолютные погрешности измерений температуры нефти/нефтепродуктов при измерениях их плотности и объема соответственно. “С;

6Л/ — пределы допускаемой относительной погрешности СОИ (по описанию типа СИ или свидетельству о поверке), %

A ll 2 Относительную погрешность измерений массы брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов) и массы нефтепродуктов при косвенном методе динамических измерений и последующем приведении плотности нефти/ нефтепродуктов к условиям измерений их объема от®, %. вычисляют по формуле

=±11-    + бр²+ЛГур +8А/²,    (А-27)

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

67у₍₁ — составляющая относительной погрешности измерений массы нефти/нефтепродуктов за счет абсолютных погрешностей измерений температур нефти/нефтепродуктов при измерениях их объема и плотности. %. вычисляемая по формуле

^eT^’^±[l₊p^,“_p-r_v)]V^A7r^{2 + 4,}V    (А 28)

А 11.3 Относительную погрешность измерений массы нетто нефти/нефтепродуктов (мазутов) бт^, %, вычисляют по формуле

„    ₊₁₁    bmf. ЛИЙ.^ЛИЙп + ЛИ'хе    ,_Q.

■^tu11. J ^-уу_ы-.У<_пУ>у»)-    ^{,А2Э| 1}

где AW_{M e} — абсолютная погрешность измерений массовой доли воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах). %, вычисляемая:

а) при применении поточных СИ объемной доли воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах) по формуле

где Аф,¹ — основная абсолютная погрешность поточных СИ объемной доли воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах). %;

Дф_Доп — дополнительная абсолютная погрешность поточных СИ объемной доли воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах), связанная с отклонением температуры нефти на каждые п°С. % (по описанию типа СИ) При отсутствии в описании типа СИ дополнительной погрешности значение Дф_доп принимают равным нулю.

t —температура нефти/нефтепродуктов (мазутов) в месте измерений объемной доли воды в нефти/ нефтепродуктах (мазутах). °С;

*мом — номинальная температура, приведенная в описании типа СИ объемной доли воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах), °С;

п — значение температуры, для которого нормируется дополнительная погрешность поточных СИ объемной доли воды (по описанию типа СИ);

б) по формуле

Щ»_Ш±в^_ш    (А 31)

где /?_м , — воспроизводимость метода измерений массовой доли воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах) в соответствии с ГОСТ 2477. %;

г_иа — сходимость метода измерений массовой доли воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах) в соответствии с ГОСТ 2477. %;

AW_Mn — абсолютная погрешность измерений массовой доли механических примесей в нефти/нефтепродуктах (мазутах), %, вычисляемая по формуле

(А 32)

где R_ue — воспроизводимость метода измерений массовой доли механических примесей в нефти/нефтепродуктах (мазутах) в соответствии с ГОСТ 6370. %. ^гиь — сходимость метода измерений массовой доли механических примесей в нефти/нефтепродуктах (мазутах) в соответствии с ГОСТ 6370, %;

AW_XC — абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей в нефти, %, вычисляемая по формуле

^.±0,^.    (А.ЭЗ)

где R_xc — воспроизводимость метода измерений массовой доли хлористых солей в нефти в соответствии с ГОСТ 21534;

г, с — сходимость метода измерений массовой доли хлористых солей в нефти в соответствии с ГОСТ 21534, 6_т — относительная погрешность измерений массы брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов). %

При вычислении относительной погрешности измерений массы нетто нефтепродуктов (мазутов) по формуле (А 29) массовую долю хлористых солей в нефти W_xc и абсолютную погрешность измерений массовой доли хлористых солей в нефти АИ/_{Х с} принимают равной 0

А 11 4 Рассчитанные значения относительной погрешности измерений массы брутто и нетто нефти/нефтепродуктов (мазутов) и массы нефтепродуктов не должны превышать значений, приведенных в А 1.

Приложение Б (обязательное)

Методика измерений массы нефти и нефтепродуктов прямым методом динамических измерений

Б.1 Требования к погрешности измерений

Б. 1.1 Максимальная допускаемая относительная погрешность измерений массы брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов) и массы нефтепродуктов составляет ±0.25 %

Б 1 2 Максимальная допускаемая относительная погрешность измерений массы нетто нефтиУнефтепродук-тов (мазутов) составляет ±0,35 %

Б.2 Требования к средствам измерений и техническим устройствам

Б 2 1 Для выполнения измерений применяют:

а)    измерительные системы, в том числе СИКН по ГОСТ 34396. с пределами допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти ±0,25 % и нетто нефти ±0,35 %;

б)    измерительные системы, в том числе СИКНП по ГОСТ 34396. с пределами допускаемой относительной погрешности измерений массы нефтепродуктов ±0,25 % (массы брутто нефтепродуктов (мазутов) ±0.25 % и нетто нефтепродуктов (мазутов) ±0.35 %]

Б 2 2 Для выполнения измерений допускается применять СИ, используемые автономно

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

б)    преобразователи давления с пределами допускаемой приведенной погрешности ±0.5 %.

в)    преобразователи температуры с пределами допускаемой абсолютной погрешности ±0.3 °С.

г)    поточные СИ плотности с пределами допускаемой абсолютной погрешности ±0,3 кг/м³,

д)    поточные СИ объемной доли воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах) с пределами допускаемой абсолютной погрешности ±0.1 %,

е)    СОИ с пределами допускаемой относительной погрешности вычисления массы нефти и нефтепродуктов ±0,05 %

Б 2 3 При отказе (отсутствии) преобразователей давления, преобразователей температуры, поточных СИ плотности, поточных СИ обьемной доли воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах) допускается применять

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

б)    термометры с пределами допускаемой абсолютной погрешности ±0,2 °С с ценой деления 0.1 °С;

в)    лабораторные автоматизированные СИ плотности с пределами допускаемой абсолютной погрешности ±0,3 кг/м³ или ареометры по ГОСТ ISO 3675 или 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 или СИ плотности по методикам измерений;

г)    лабораторные автоматизированные СИ объемной доли воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах) с пределами допускаемой абсолютной погрешности ±0,1 % или СИ и технические устройства по ГОСТ 2477.

Б 2 4 СИ и технические устройства, используемые в испытательной лаборатории для измерений:

а)    массовой доли воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах) — по ГОСТ 2477;

б)    массовой доли механических примесей в нефти/нефтепродуктах (мазутах) — по ГОСТ 6370;

в)    массовой концентрации хлористых солей в нефти — по ГОСТ 21534

Б 2 5 При выполнении измерений СИ, используемыми автономно, применяют следующие технические устройства

а)    пробозаборные устройства;

б)    автоматические пробоотборники.

в)    ручные пробоотборники с диспергатором

Б 26 Диапазоны измерений СИ должны обеспечивать возможность измерений величин во всем интервале значений.

Б 2 7 Максимальная допускаемая относительная погрешность измерений массы нефти/нефтепродуктов с применением указанных СИ должна соответствовать Б 1, при этом допускается применять иные СИ, технические устройства с характеристиками не хуже приведенных

Б.З Требования к квалификации персонала

Б 3 1 К выполнению измерений и/или обработке их результатов допускают персонал, отвечающий установленным квалификационным требованиям, с соответствующей группой допуска по электробезопасности, прошедший обучение по промышленной безопасности, пожарной безопасности, по безопасности труда и инструктаж по охране труда

Б.3.2 К выполнению измерений и/или обработке их результатов допускают персонал, знакхций свои обязанности, ознакомленный с эксплуатационной документацией на СИ и технические устройства, умеющий выполнять операции, предусмотренные настоящим стандартом

Б.4 Требования безопасности

Б 4.1 При выполнении работ соблюдают требования охраны труда, промышленной и пожарной безопасности, взрывобезопасное™

Б 4 2 Охрану труда и безопасность обеспечивают в соответствии с действующим законодательством государств, на территории которых применяют настоящий стандарт

Б 4 3 СИ, электрооборудование и технические устройства используют в соответствии с руководствами (инструкциями) по эксплуатации

Б 4 4 Конструкция СИ, электрооборудования и технических устройств должна обеспечивать возможность удобного и безопасного выполнения операций с применением средств индивидуальной защиты

Б 4 5 При возникновении неисправностей, аварийной разгерметизации оборудования работы прекращают Возобновление работ допускается только после выявления и устранения причин их возникновения

Б.5 Требования охраны окружающей среды

Безопасность окружающей среды обеспечивают отсутствием неконтролируемых утечек нефти/нефтепродук-тов во время измерений

Б.6 Требования к условиям измерений на объектах измерений

Б 6 1 Расход нефти/нефтепродуктов через СИ массового расхода должен находиться в пределах рабочего диапазона расхода, указанного в свидетельстве о поверке

Б 6 2 Значение избыточного давления в трубопроводе МПа, после СИ массового расхода должно быть не менее значения, рассчитанного в соответствии с технической документацией на СИ массового расхода

Примечание — При отсутствии в технической документации на СИ массового расхода указаний по расчету избыточного давления Р** вычисляют по формуле

Р_иэб = 1.25 Р_и ♦ 2 АР,    (Б    1)

где Р_м — давление насыщенных паров, МПа (определяется в соответствии с ГОСТ 1756);

ДР — перепад давления на СИ массового расхода, МПа (определяется по технической документации на СИ массового расхода).

Б 6 3 Условия применения измерительных систем, в том числе СИКН, СИКНП и СИ, испытательного оборудования и технических устройств должны соответствовать условиям эксплуатации, указанным в эксплуатационной документации и описании типа СИКН, СИКНП, СИ

Б.7 Подготовка к выполнению измерений

При подготовке к выполнению измерений выполняют следующие операции

а)    подготовка измерительных систем, в том числе СИКН, СИКНП и СИ к выполнению измерений в соответствии с эксплуатационной документацией.

б)    проверка целостности пломб и/или клейм СИ,

в)    проверка выполнения требований к СИ и измерительным системам, в том числе СИКН, СИКНП, приведенных в стандартах, технических регламентах, законах, нормативных правовых актах в области обеспечения единства измерений/законодательной метрологии государств, на территории которых проводят измерения.

г)    проверка выполнения условий измерений согласно Б.6;

д)    проверка внутреннего времени СОИ

Б.8 Порядок выполнения измерений

Б 8 1 При прямом методе динамических измерений массу брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов) и массу нефтепродуктов измеряют непосредственно с применением СИ массового расхода

Б 8 2 При отказе преобразователей давления, преобразователей температуры давление и температуру нефти/нефтепродуктов измеряют с применением манометров и термометров

Б 8 3 Отбор проб нефти/нефтепродуктов осуществляют по ГОСТ 2517, ГОСТ 31873.

Б 8 4 При отказе (отсутствии) поточных СИ объемной доли воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах) содержание воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах) измеряют с применением лабораторных автоматизированных СИ объемной доли воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах) или по ГОСТ 2477.

Б 8 5 При отказе (отсутствии) поточных СИ плотности плотность нефти/нефтепродуктов измеряют в лаборатории по методикам измерений. ГОСТ 3900, ГОСТ ISO 3675.

Б 8 6 Массовую долю воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах) в испытательной лаборатории измеряют по ГОСТ 2477 Массовую долю механических примесей в нефти/нефтепродуктах (мазутах) измеряют по ГОСТ 6370 Массовую концентрацию хлористых солей в нефти измеряют по ГОСТ 21534.

Примечание — Допускается проводить измерения массовой доли воды, механических примесей, массовой концентрации хлористых солей с применением автоматизированных СИ по методикам измерений

Б.9 Обработка результатов измерений

Б 9 1 При применении СИКН, СИКНП обработку результатов измерений осуществляют с применением СОИ и программного обеспечения в составе СИКН, СИКНП При применении СИ, используемых автономно, обработку результатов измерений осуществляют с применением СОИ и/или программного обеспечения

Примечание — Возможна обработка результатов измерений оператором вручную

Б 9 2 При обработке результатов измерений плотность нефти/нефтепродуктов приводят по температуре к стандартным условиям или к условиям измерения массы по формулам, приведенным в настоящем стандарте

Примечание — Допускается плотность нефти/нефтепродуктов приводить по температуре к стандартным условиям, к условиям измерения объема по таблицам пересчета (приведения) плотности по температуре к стандартным условиям и к условиям измерения объема, приведенным в документах по стандартизации, в том числе ANSI/ASTM D 1250(1).

Б.9 3 При прямом методе динамических измерений массу брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов) и массу нефтепродуктов измеряют с применением СИ массового расхода

Б.9 4 Массу нетто нефти/нефтепродуктов (мазутов) т_и, т, вычисляют по формуле

т_н = т- т₆,    (Б    2)

Содержание

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

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

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

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

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

Приложение А (обязательное) Методика измерений массы нефти и нефтепродуктов косвенным

методом динамических измерений..........................................5

Приложение Б (обязательное) Методика измерений массы нефти и нефтепродуктов прямым

методом динамических измерений..........................................13

Приложение В (обязательное) Методика измерений массы нефти и нефтепродуктов косвенным

методом статических измерений............................................19

Приложение Г (обязательное) Методика измерений массы нефти и нефтепродуктов прямым

методом статических измерений............................................31

Приложение Д (обязательное) Методика измерений массы нефти и нефтепродуктов косвенным

методом, основанным на гидростатическом принципе..........................39

Библиография........................................................................46

К — поправочный коэффициент на температурное расширение стекла для ареометров, вычисляемый для ареометров, градуированных при температуре

а)    15 °С, по формуле

К = 1 - 0.000023 (f_v - 15) - 0.00000002 (f„-1 б)²;    (Б    16)

б)    20 “С, по формуле

К = 1 -0.000025 (f_v-20).    (Б.    17)

При измерении плотности с применением лабораторных автоматизированных СИ плотности поправочный коэффициент на температурное расширение стекла для ареометров К принимают равным единице

CTL/J — поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры нефти/нефтепродуктов (мазутов) на их объем, вычисляемый аналогично поправочному коэффициенту CTL

Б 9 6 Значения коэффициентов CTL* CTLⁿ(). CTL* и плотности р₁₅ вычисляют методом последовательных приближений для каждого измерения следующим образом:

а)    вычисляют значение коэффициента объемного расширения нефти/нефтепродуктов (мазутов) при температуре 15 °С р_15<1), *С^-1, аналогично значению коэффициента объемного расширения нефти/нефтепродуктов (мазутов) при температуре 15 °С |i_t5, “С"¹, по формуле (Б 6). принимая плотность нефти/нефтепродуктов (мазутов) р₁₅. кг/м³, равной измеренной плотности или р^. кг/м³, соответственно;

б)    вычисляют значение коэффициента сжимаемости нефти/нефтепродуктов (мазутов) при температуре измерения ее объема у-,). МПа^-1, аналогично значению коэффициента сжимаемости рабочей среды при температуре измерения ее объема МПа^-1, по фюрмуле (Б 14). принимая плотность нефти/нефтепродуктов (мазутов) р₁₅. кг/м³, равной измеренной плотности р^_ж или р^. кг/м³, соответственно, температуру нефти/нефтепродуктов (мазутов) при измерении ее объема t_v< *С, равной температуре нефти/нефтепродуктов (мазутов) при измерении плотности. °С;

в)    вычисляют значения поправочных коэффициентов CTL^fl,₍₁₎. CTLf^ аналогично значению поправочного коэффициента CTL по формуле (Б 12), принимая температуру нефти/нефтепродуктов (мазутов) при измерении ее объема t_v, °С. равной температуре нефти/нефтепродуктов (мазутов) при измерении плотности. °С. коэффициент объемного расширения нефти/нефтепродуктов (мазутов) при температуре 15 °С Р,₅. “С^-1, равным коэффициенту объемного расширения нефти при температуре 15 'С Р_15<1>. "С^-1;

г)    вычисляют значение поправочного коэффициента СPL*^ аналогично значению поправочного коэффициента CPL по формуле (Б 13), принимая давление нефти/нефтепродуктов (мазутов) при измерении ее объема P_v. МПа, равным давлению при измерении плотности, МПа, коэффициент сжимаемости нефти/нефтепродуктов (мазутов) при температуре измерения ее объема у_г МПа^-1, равным коэффициенту сжимаемости нефти/нефтепродуктов (мазутов) при температуре измерения ее объема у_Ч1). МПа^-1;

д)    вычисляют значение плотности рфзд. или Pis<i) аналогично значению плотности |V}₅ или по формуле (Б 11) или (Б 15). принимая поправочный коэффициент СТ1/*₍₁₎ равным поправочному коэффициенту CTL* поправочный коэффициент CPL^,) равным поправочному коэффициенту CPL*;

е)    проверяют выполнение условия

Нэд ~    -    i)l    ^s    0.01.    (Б    18)

где к и (к - 1) — порядковые номера вычислений значений плотности р^₅. кг/м³; или выполнение условия

И**) -рЧ**- i)l ^{50 01} •

где к и (к - 1) — порядковые номера вычислений значений плотности р^₅, кг/м³;

ж)    при невыполнении условия (Б 18) или (Б. 19) повторяют операции по перечислениям

и) при выполнении условия (Б 18) или (Б 19) вычисления прекращают

Б.10 Оформление результатов измерений

Оформление результатов измерений при применении измерительных систем, в том числе СИКН, СИКНП, осуществляют с применением СОИ и программного обеспечения в составе измерительных систем, в том числе СИКН, СИКНП При применении СИ, используемых автономно, оформление результатов измерений осуществляют с применением СОИ и программного обеспечения

Примечание — Возможно оформление результатов измерений оператором вручную

Б.11 Определение погрешности результатов измерений¹ >

Б 11 1 При прямом методе динамических измерений погрешностью измерений массы брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов) и массы нефтепродуктов считают погрешность СИ массового расхода

^ Погрешность результатов измерений определяют только при аттестации методики измерений

МКС 17.060

Поправка к ГОСТ 8.587-2019 Государственная система обеспечения единства измерения. Масса нефти и нефтепродуктов. Методики (методы) измерений

В каком месте Напечатано Должно быть Предисловие. Таблица согласования — Казахстан KZ Госстандарт Республики Казахстан

(ИУС № 8 2020 г.)

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ

Государственная система обеспечения единства измерений

МАССА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

Методики (методы) измерений

State system for ensuring the uniformity of measurements Mass of oil and oil products Measurement procedures

Дата введения — 2020—04—30

1 Область применения

1.1    Настоящий стандарт устанавливает методики измерений массы нефти/нефтепродуктов. основанные на следующих методах измерений:

а)    косвенном методе динамических измерений;

б)    прямом методе динамических измерений;

в)    косвенном методе статических измерений;

г)    прямом методе статических измерений;

д)    косвенном методе, основанном на гидростатическом принципе.

Примечание — Здесь и далее в Республике Беларусь, Республике Казахстан, Киргизской Республике вместо понятия «методика измерений» применяется понятие «методика выполнения измерений»

1.2    Настоящий стандарт распространяется:

а)    на проектируемые, вновь строящиеся и реконструируемые измерительные системы, в том числе системы измерений количества и показателей качества нефти и нефтепродуктов;

б)    проектируемые, вновь строящиеся и реконструируемые вертикальные и горизонтальные резервуары;

в)    вновь изготавливаемые резервуары (танки) речных и морских наливных судов, железнодорожные цистерны, автоцистерны, прицелы-цистерны, полуприцепы-цистерны.

1.3    Настоящий стандарт может быть применен при разработке методик измерений массы нефти/ нефтепродуктов для индивидуальных условий применения.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие межгосударственные стандарты:

ГОСТ 8.009-84 Государственная система обеспечения единства измерений. Нормируемые метрологические характеристики средств измерений

ГОСТ 8.247-2004 Государственная система обеспечения единства измерений. Метроштоки для измерений уровня нефтепродуктов в горизонтальных резервуарах. Методика поверки

ГОСТ 8.346-2000 Государственная система обеспечения единства измерений. Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические. Методика поверки

ГОСТ 8.570-2000 Государственная система обеспечения единства измерений. Резервуары стальные вертикальные цилиндрические. Методика поверки

ГОСТ 8.647-2015 Государственная система обеспечения единства измерений. Весы вагонные автоматические. Часть 1. Метрологические и технические требования. Методы испытаний

Издание официальное

ГОСТ 33-2016 Нефть и нефтепродукты. Прозрачные и непрозрачные жидкости. Определение кинематической и динамической вязкости

ГОСТ 1756-2000 (ИСО 3007—99) Нефтепродукты. Определение давления насыщенных паров²) ГОСТ 2477-2014 Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды ГОСТ 2517-2012 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб ГОСТ 3900-85 Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности^{3 4})

ГОСТ 6370-83 Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей ГОСТ 7502-98 Рулетки измерительные металлические. Технические условия ГОСТ 13196-93 Устройства автоматизации резервуарных парков. Средства измерения уровня и отбора проб нефти и нефтепродуктов. Общие технические требования и методы испытаний ГОСТ 18481-81 Ареометры и цилиндры стеклянные. Общие технические условия ГОСТ 21534-76 Нефть Методы определения содержания хлористых солей ГОСТ 31378-2009³⁾ Нефть. Общие технические условия ГОСТ 31873-2012⁵) Нефть и нефтепродукты. Методы ручного отбора проб ГОСТ 32595-2013⁶) Топливо авиационное для газотурбинных двигателей Джет А-1 (JET А-1). Технические условия

ГОСТ 34396-2018 Системы измерений количества и показателей качества нефти и нефтепродуктов. Общие технические условия

ГОСТ OIML R 76-1—2011 Государственная система обеспечения единства измерений. Весы неавтоматического действия. Часть 1. Метрологические и технические требования. Испытания

ГОСТ ISO 3675-2014 Нефть сырая и нефтепродукты жидкие. Лабораторный метод определения плотности с использованием ареометра

Примечание — При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов и классификаторов на официальном интернет-сайте Межгосударственного совета по стандартизации, метрологии и сертификации (wwweasc by) или по указателям национальных стандартов, издаваемым в государствах, указанных в предисловии, или на официальных сайтах соответствующих национальных органов по стандартизации Если на документ дана недатированная ссылка, то следует использовать документ, действующий на текущий момент, с учетом всех внесенных в него изменений Если заменен ссылочный документ, на который дана датированная ссылка, то следует использовать указанную версию этого документа Если после принятия настоящего стандарта в ссылочный документ, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение применяется без учета данного изменения Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку

3 Термины и определения

В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:

3.1    балласт нефти (ballast of oil): Масса содержащихся в нефти воды, хлористых солей и механических примесей, измеренных с применением средств измерений и/или определенных по результатам лабораторных испытаний.

3.2    балласт мазута (ballast of masut): Масса содержащихся в мазуте воды и механических примесей, измеренных с применением средств измерений и/или определенных по результатам лабораторных испытаний.

Примечание — В Республике Беларусь балласт мазута не определяется

3.3    градуировка (gauging): Операция, при которой определяется зависимость выходной величины от входной в виде формул и таблиц с установленными показателями точности.

3.4    градуировочная/калибровочная таблица (gauge table): Документ, определяющий зависимость вместимости технического устройства от уровня его наполнения при нормированном значении температуры с установленными показателями точности, оформляемый при поверке, калибровке или выдаваемый изготовителем технического устройства.

3.5    косвенный метод динамических измерений массы нефти/нефтепродуктов (indirect method of dynamic measurements mass of oil/oil products): Метод динамических измерений, при котором значение массы нефти/нефтепродуктов определяют на основании результатов измерений плотности и объема нефти/нефтепродуктов в трубопроводах.

3.6    косвенный метод статических измерений массы нефти/нефтепродуктов (indirect method of static measurements mass of oil/oil products): Метод статических измерений, при котором значение массы нефти/нефтепродуктов определяют на основании результатов измерений плотности и обьема нефти/нефтепродуктов в резервуарах, резервуарах (танках) речных или морских наливных судов, цистернах.

3.7    косвенный метод измерений массы нефти/нефтепродуктов, основанный на гидростатическом принципе (indirect hydrostatic principle method measurements mass of oil/oil products): Метод, при котором значение массы нефти/нефтепродуктов определяют на основании результатов измерений гидростатического давления и уровня нефти/нефтепродуктов в резервуарах

3.8    масса брутто нефти (gross mass of oil): Масса нефти, включающая в себя массу содержащихся в нефти во взвешенном состоянии воды, хлористых солей и механических примесей в пределах, установленных ГОСТ 31378.

3.9    масса брутто мазута (gross mass of masut): Масса мазута, включающая в себя массу содержащихся в мазуте во взвешенном состоянии воды и механических примесей.

Примечание — В Республике Беларусь масса брутто мазута не определяется

3.10    масса нетто нефти/мазута (net mass of oil/masut): Масса нефти/мазута за вычетом балласта.

Примечание — В Республике Беларусь масса нетто мазута не определяется

3.11    прямой метод динамических измерений массы нефти/нефтепродуктов (direct method of dynamic measurements mass of oil/oil products): Метод, основанный на прямых измерениях массы нефти/нефтепродуктов с применением средств измерений массового расхода в трубопроводах.

3.12    прямой метод статических измерений массы нефти/нефтепродуктов (direct method of static measurements mass of oil and oil products): Метод, основанный на прямых измерениях массы нефти/нефтепродуктов с применением средств измерений массы.

3.13    стандартные условия (standard conditions): Условия, соответствующие температуре нефти и нефтепродуктов 15 °С или 20 °С и избыточному давлению, равному нулю.

4    Сокращения

В настоящем стандарте применены следующие сокращения:

СИ — средство измерений:

СИКН — система измерений количества и показателей качества нефти;

СИКНП — система измерений количества и показателей качества нефтепродуктов;

СОИ — система сбора и обработки информации.

5    Основные положения

5.1    Для измерений массы нефти/нефтепродуктов при транспортировке по трубопроводам, при перевалке на автомобильный, железнодорожный, водный транспорт применяют:

а)    косвенный метод динамических измерений;

б)    прямой метод динамических измерений.

5.2    Для измерений массы нефти/нефтепродуктов в резервуарах применяют:

а)    косвенный метод статических измерений;

б)    косвенный метод, основанный на гидростатическом принципе.

5.3    Для измерений массы нефти/нефтепродуктов в резервуарах (танках) речных или морских наливных судов применяют косвенный метод статических измерений.

5.4    Для измерений массы нефти/нефтепродуктов в цистернах применяют:

а)    прямой метод статических измерений:

б)    косвенный метод статических измерений.

5.5    Измерения массы нефти/нефтепродуктов выполняют в соответствии с методиками измерений, приведенными в приложениях А—Д.

5.6    Методики измерений массы брутто и нетто нефти/нефтепродуктов (мазутов) и массы нефтепродуктов обеспечивают получение результатов измерений с максимальной допускаемой относительной погрешностью, приведенной в таблице 1.

Таблица 1 — Максимальная допускаемая относительная погрешность измерений

Наименование метода измерений Диапазон измерений Максимальная допускаемая относительная погрешность измерений,% массы брутто нефти/ нефтепродуктов (мазутов) и массы нефтепродуктов массы нетто нефти/ нефтепродуктов (мазутов) Косвенный метод динамических измерений Без ограничений ±0.25 ±0.35 Прямой метод динамических измерений Без ограничений ±0,25 ±0.35 Косвенный метод статических измерений Не более 2001* т ±0.65 ±0.75 200’>т и более ±0.50 ±0,60 Прямой метод статических измерений взвешиванием на весах расцепленных цистерн Без ограничений ±0.40 ±0.50 Прямой метод статических измерений взвешиванием на ее-сах движущихся нерасцеплен-ных цистерн и составов из них Общей массой не более 10002> т ±1.0» ±1.1» Общей массой 1000 т и более2) ±2,53> ±2,64) Косвенный метод, основанный на гидростатическом принципе Не более 2001) т ±0.65 ±0.75 200’>т и более ±0.50 ±0,60

5.7    Максимальная допускаемая относительная погрешность измерений массы одной и той же партии нефти/нефтепродуктов. полученной при применении независимо друг от друга нескольких методов измерений, равна сумме максимальных допускаемых относительных погрешностей измерений применяемых методов.

5.8    Нефть должна соответствовать ГОСТ 31378.

5.9    Требования к СИ и измерительным системам, указанным в методиках измерений, приведенных в приложениях А—Д. устанавливают в соответствии со стандартами, техническими регламентами, законами, нормативными правовыми актами в области обеспечения единства измерений/законода-тельной метрологии государств, на территории которых проводят измерения. ^{7 8}

Приложение А (обязательное)

Методика измерений массы нефти и нефтепродуктов косвенным методом динамических измерений

А.1 Требования к погрешности измерений

А 1.1 Максимальная допускаемая относительная погрешность измерений массы брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов) и массы нефтепродуктов составляет ±0.25 %

А. 1.2 Максимальная допускаемая относительная погрешность измерений массы нетто нефти/нефтепродук-тов (мазутов) составляет ±0.35 %

А.2 Требования к средствам измерений и техническим устройствам

А 2.1 Для выполнения измерений применяют:

а)    измерительные системы, в том числе СИКН по ГОСТ 34396, с пределами допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти ±0.25 % и нетто нефти ±0,35 %,

б)    измерительные системы, в том числе СИКНП по ГОСТ 34396. с пределами допускаемой относительной погрешности измерений массы нефтепродуктов ±0.25 % (массы брутто нефтепродуктов (мазутов) ±0.25 % и нетто нефтепродуктов (мазутов) ±0,35 %)

А.2.2 Для выполнения измерений допускается применять СИ, используемые автономно

а)    СИ обьемного расхода с пределами допускаемой относительной погрешности ±0.15 %;

б)    преобразователи давления с пределами допускаемой приведенной погрешности ±0.5 %.

в)    преобразователи температуры с пределами допускаемой абсолютной погрешности ±0,3 °С.

г)    поточные СИ плотности с пределами допускаемой абсолютной погрешности ±0,36 кг/м⁸;

д)    поточные СИ вязкости с пределами допускаемой приведенной погрешности ±1 %,

е)    поточные СИ объемной доли воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах) с пределами допускаемой абсолютной погрешности ±0.1 %;

ж)    СОИ с пределами допускаемой относительной погрешности вычисления массы нефти и нефтепродуктов ±0.05 %

А 2 3 При отказе (отсутствии) преобразователей давления, преобразователей температуры, поточных СИ плотности, поточных СИ вязкости нефти/нефтепродуктов (мазутов), поточных СИ объемной доли воды в нефти/ нефтепродуктах (мазутах) допускается применять

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

б)    термометры с пределами допускаемой абсолютной погрешности ±0,2 °С с ценой деления 0.1 °С;

в)    лабораторные автоматизированные СИ плотности с пределами допускаемой абсолютной погрешности ±0.36 кг/м⁸, или ареометры по ГОСТ ISO 3675, или ареометры типа АНТ-1 или АН по ГОСТ 18481 с ценой деления 0.5 кг/м⁸ и пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности ±0,5 кг/м⁸, или СИ плотности по методикам измерений;

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

д)    лабораторные автоматизированные СИ объемной доли воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах) с пределами допускаемой абсолютной погрешности ±0,1 % или СИ и технические устройства по ГОСТ 2477

А.2 4 СИ и технические устройства, используемые в испытательной лаборатории для измерений:

а)    массовой доли воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах) — по ГОСТ 2477;

б)    массовой доли механических примесей в нефти/нефтепродуктах (мазутах) — по ГОСТ 6370;

в)    массовой концентрации хлористых солей в нефти — по ГОСТ 21534

А.2.5 При выполнении измерений СИ, используемых автономно, применяют технические устройства:

а)    пробозаборные устройства.

б)    автоматические пробоотборники.

в)    ручные пробоотборники с диспергатором

А.2 6 Диапазоны измерений СИ должны обеспечивать возможность измерений величин во всем интервале значений.

А 2.7 Максимальная допускаемая относительная погрешность измерений массы нефти/нефтепродуктов с применением указанных СИ должна соответствовать А1, при этом допускается применять иные СИ, технические устройства с характеристиками не хуже приведенных

А.З Требования к квалификации персонала

А 3 1 К выполнению измерений и/или обработке их результатов допускают персонал, отвечающий установленным квалификационным требованиям, с соответствующей группой допуска по электробезопасности, прошед-

ший обучение по промышленной безопасности, пожарной безопасности, по безопасности труда и инструктаж по охране труда

А3.2 К выполнению измерений и/или обработке их результатов допускают персонал, знающий свои обязанности, ознакомленный с эксплуатационной документацией на СИ и технические устройства, умеющий выполнять операции, предусмотренные настоящим стандартом

А.4 Требования безопасности

А4.1 При выполнении работ соблюдают требования охраны труда, промышленной и пожарной безопасности, взрывобезопасное™

А 4.2 Охрану труда и безопасность обеспечивают в соответствии с действующим законодательство*.» государств, на территории которых применяют настоящий стандарт

А 4.3 СИ. электрооборудование и технические устройства используют в соответствии с руководствами (инструкциями) по эксплуатации

А 4 4 Конструкция СИ. электрооборудования и технических устройств должна обеспечивать возможность удобного и безопасного выполнения операций с применением средств индивидуальной защиты

А.4.5 При возникновении неисправностей, аварийной разгерметизации оборудования работы прекращают Возобновление работ допускается только после выявления и устранения причин их возникновения

А.5 Требования охраны окружающей среды

Безопасность окружающей среды обеспечивают отсутствием неконтролируемых утечек нефти/нефтепродук-тов во время измерений

А.6 Требования к условиям измерений на объектах измерений

А 61 Расход нефти/нефтепродуктов через СИ объемного расхода (турбинные, ультразвуковые, роторные, лопастные) должен находиться в пределах рабочего диапазона измерений расхода, указанного в свидетельстве о поверке, калибровке

А6.2 Значение избыточного давления в трубопроводе Ризб. МПа, после СИ объемного расхода должно быть не менее значения, рассчитанного в соответствии с технической документацией на СИ объемного расхода

Примечание — При отсутствии в технической документации на СИ объемного расхода указаний по расчету избыточного давления вычисляют по формуле

P_we = 1,25 Р_н*2 АР,    (А 1)

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

ДР — перепад давления на СИ объемного расхода, МПа (определяют по технической документации на СИ объемного расхода).

А 6 3 Условия применения измерительных систем, в том числе СИКН. СИКНП и СИ, испытательного оборудования и технических устройств должны соответствовать условиям эксплуатации, указанным в эксплуатационной документации и описании типа СИКН. СИКНП, СИ

А.7 Подготовка к выполнению измерений

При подготовке к выполнению измерений выполняют следующие операции:

а)    подготовка измерительных систем, в том числе СИКН, СИКНП и СИ к выполнению измерений в соответствии с эксплуатационной документацией.

б)    проверка целостности пломб и/или клейм СИ;

в)    проверка выполнения требований, предъявляемых к СИ и измерительным системам, в том числе СИКН, СИКНП, и приведенных в стандартах, технических регламентах, законах, нормативных правовых актах в области обеспечения единства иэмерений/законодательной метрологии государств, на территории которых проводят измерения.

г)    проверка выполнения условий измерений согласно А 6.

д)    проверка внутреннего времени СОИ

А.8 Порядок выполнения измерений

А. 8.1 При косвенном методе динамических измерений выполняют операции по измерению

а)    объема нефти/нефтепродуктов.

б)    плотности нефти/нефтепродуктов.

в)    давления и температуры нефти/нефтепродуктов при измерении объема и плотности нефти/нефтепро-дуктов.

г)    массовой доли составляющих балласта нефти/нефтепродуктов (мазутов)

А 8.2 Если вязкость нефти/нефтепродуктов (мазутов) влияет на характеристики СИ объемного расхода, контролируют диапазон вязкости, в котором работают СИ объемного расхода Вязкость нефти/нефтепродуктов (мазутов) измеряют с периодичностью, установленной стандартами организации 6

1

Погрешность результатов измерений определяют только при аттестации методики измерений

2

') В Российской Федерации действует в том числе ГОСТ Р Р 52340—2005 «Нефть Определение давления паров методом расширения»

3

   В Российской Федерации действует в том числе ГОСТ Р Р 51069—97 «Нефть и нефтепродукты Метод определения плотности, относительной плотности и плотности в градусах API ареометром» В Республике Беларусь действует СТБ 1799

4

   В Российской Федерации действует в том числе ГОСТ Р 51858-2002

5

*> В Республике Беларусь действует в том числе СТБ ИСО 3170

6

В Российской Федерации действует в том числе ГОСТ Р 52050-2006

7

В Республике Беларусь вместо значения «200» применяется «120»

8

В Республике Беларусь диапазон измерений применяется без ограничений ³¹ В Республике Беларусь вместо значений «♦ 1,0» и «12,5» применяется «10.50» » В Республике Беларусь вместо значений «±1,1» и «±2.6» применяется «±0.60»