ФЕДЕРАЛЬНОЕ
ГОСУДАРСТВЕННОЕ УНИТАРНОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ
Всероссийский научно-исследовательский
институт расходометрии
(ФГУП ВНИИР)
ФЕДЕРАЛЬНОГО АГЕНТСТВА ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ
УТВЕРЖДАЮ
Зам
директора ФГУП ВНИИР
по научной работе
__________________
М. С. Немиров
|
РЕКОМЕНДАЦИЯ
Государственная система обеспечения единства измерений
ПЛОТНОСТЬ
НЕФТИ
Методика
выполнения измерений ареометром
в блоке измерений показателей качества
при учетных операциях СИКН № 595
ОАО «АНК «Башнефть» на
НПС «Александровская»
МИ 2981-2006
РАЗРАБОТАНА
|
Федеральным государственным унитарным
предприятием Всероссийским научно - исследовательским институтом
расходометрии (ФГУП ВНИИР)
|
ИСПОЛНИТЕЛИ:
|
Фишман И.И. - кандидат физико-математических наук,
Ибрагимов Т. Ф., Мубаракшин М.Р.
|
РАЗРАБОТАНА
|
Межрегиональным открытым акционерным обществом
«Нефтеавтоматика» (ОАО «Нефтеавтоматика»)
|
ИСПОЛНИТЕЛИ:
|
Глушков Э. И., Фаткуллин А. А.
|
УТВЕРЖДЕНА
|
ФГУП ВНИИР 14 марта 2006 г.
|
АТТЕСТОВАНА
|
ФГУП ВНИИР
Свидетельство об аттестации № 18506 от
14.03.2006 г.
|
ЗАРЕГИСТРИРОВАНА
|
ФГУП ВНИИМС 27 марта 2006
|
ВВЕДЕНА
ВПЕРВЫЕ
|
|
СОДЕРЖАНИЕ
1 Нормы
погрешности измерений
2
Средства измерений и вспомогательные устройства
3 Метод измерений
4 Требования безопасности и охраны окружающей среды и к квалификации
операторов
5
Условия выполнения измерений и подготовка к ним
6 Выполнение
измерений
7
Обработка результатов измерений
8
Оформление результатов измерений
Приложение А - Пример
определения и представления исправленных результатов пересчета значений
плотности нефти по ареометру
Библиография
|
РЕКОМЕНДАЦИЯ
ГОСУДАРСТВЕННАЯ СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЕДИНСТВА
ИЗМЕРЕНИЙ
|
МИ 2981-2006
|
ПЛОТНОСТЬ НЕФТИ
|
Методика выполнения измерений ареометром в блоке
измерений
показателей качества нефти при учетных операциях СИКН № 595
ОАО «АНК «Башнефть» на НПС «Александровская»
|
Настоящая рекомендация
распространяется на плотность товарной нефти (далее - нефти) и устанавливает
методику выполнения её измерений ареометром в блоке измерений показателей
качества нефти (далее - БИК) при учетных операциях СИКН № 595 ОАО «АНК
«Башнефть» на НПС «Александровская» (далее - МВИ).
Рекомендация разработана в соответствии с
положениями ГОСТ
Р ИСО 5725, ГОСТ Р 8.563 и
МИ 2153.
1 Нормы погрешности
измерений
Нормы погрешностей измерений по настоящей
рекомендации соответствуют нижеприведенным значениям:
- систематическая погрешность: плюс
0,86 кг/м3;
- доверительные границы погрешности
(расширенная неопределенность) МВИ (при доверительной вероятности Р = 0,95): ±0,7
кг/м3.
2 Средства измерений и вспомогательные
устройства
2.1 При выполнении измерений применяют средства измерений
и другие технические средства со следующими техническими характеристиками:
2.1.1 Ареометры для нефти АНТ-1 или АН по ГОСТ 18481 с
ценой деления 0,5 кг/м3 и пределами допускаемой абсолютной
погрешности: ±0,5 кг/м3.
2.1.2 Цилиндр теплоизолированный (далее - цилиндр) в БИК с
внутренним диаметром не менее 45 мм и высотой не менее 520 мм.
2.1.3 Термометры ртутные стеклянные типа ТЛ-4 № 2 по ТУ
25-2021.003 с пределами допускаемой абсолютной погрешности: ±0,2 °С.
2.1.4 Нефрас по ГОСТ 8505 или ТУ
38.401-67-108.
2.1.5 Трубки резиновые технические по ГОСТ 5496.
2.1.6 Мешалка.
2.2 Допускается применение других средств измерений и
материалов, обеспечивающих измерения плотности с нормами погрешности не менее
указанных в разделе 1.
3 Метод измерений
Сущность метода заключается в погружении
ареометра в цилиндр с пробой нефти, снятии показаний по шкале ареометра при
температуре нефти в цилиндре и пересчете значений плотности по ареометру к
требуемым условиям по температуре и давлению.
4 Требования безопасности и охраны
окружающей среды и
к квалификации операторов
4.1 Помещение для выполнения измерений плотности нефти по
пожарной опасности относят к категории А согласно НПБ 105.
4.2 Помещение оборудовано устройствами приточно-вытяжной
вентиляции и соответствует требованиям правил пожарной безопасности ППБ 01.
4.3 Лиц, выполняющих измерения, обеспечивают средствами
индивидуальной защиты.
4.4 Легковоспламеняющиеся поверочные и промывочные
жидкости хранят в металлических канистрах для хранения нефтепродуктов. Канистры
помещают в специально предназначенные для хранения нефти и нефтепродуктов
помещения или металлические шкафы.
4.5 К выполнению измерений допускают лиц, прошедших
инструктаж по технике безопасности, изучивших настоящую рекомендацию и
эксплуатационные документы на применяемые средства измерений и вспомогательное
оборудование.
5 Условия выполнения измерений и подготовка
к ним
При выполнении измерений соблюдают
следующие условия:
5.1 Применяемые средства измерений имеют действующие
свидетельства о поверке, опломбированы или имеют оттиски поверительных клейм.
5.2 Нефть по степени подготовки соответствует ГОСТ Р 51858.
5.3 Показатели измеряемой нефти находятся в следующих
пределах:
плотность в рабочем диапазоне температуры, кг/м3……………..………….от
820 до 870;
|
вязкость в рабочем диапазоне температуры, мм2/с….…………………………..от
3 до 25;
|
массовая доля воды, %, не
более……………………...…………………………………..1,0;
|
давление насыщенных паров, мм рт.
ст……………….………………………от 200 до 500
|
5.4 Условия выполнения измерений:
рабочий диапазон температуры нефти, °С
………………….………………......от 5 до 30;
|
давление нефти в СИКН, МПа….………………………………………………от 0,5
до 0,8;
|
режим работы СИКН
……………………...…………………………………..непрерывный.
|
5.5 Кран
ручного пробоотбора в блоке измерений показателей качества нефти (далее -БИК)
снабжен резиновой трубкой длиной не менее 40 см.
5.6 Перед отбором точечной пробы нефти с крана ручного
пробоотбора в БИК сливают нефть в дренаж в течение 10 - 15 секунд.
5.7 Пробу нефти отбирают в цилиндр с крана ручного
пробоотбора в БИК постепенно в течение одной - двух минут, заполняя его до
уровня нефти на 2 - 3 см ниже верхнего края цилиндра.
6 Выполнение измерений
6.1 Измерения плотности нефти ареометром проводят в БИК.
6.2 Опускают
в цилиндр мешалку, делают 3 - 4 движения мешалкой от дна до уровня нефти и
обратно, затем ее вынимают. Опускают в цилиндр термометр. Термометр удерживают
в таком положении, чтобы участок шкалы, соответствующий температуре нефти, был
на 5 - 10 мм выше уровня нефти в цилиндре. Образовавшиеся на поверхности
пузырьки снимают фильтровальной бумагой или 1 - 2 каплями нефраса.
6.3 Ареометр осторожно опускают в цилиндр, держа за
верхний конец. За 2 - 3 деления до предполагаемого значения плотности нефти
ареометр отпускают, сообщая ему легкое вращение. Часть стержня, расположенная
выше уровня погружения ареометра: сухая и чистая. После прекращения колебаний
ареометра считывают показания его шкалы с дискретностью 0,1 кг/м3,
то есть одной пятой цены деления шкалы ареометра (0,5 кг/м3) и
показания термометра с дискретностью шкалы термометра (0,1 °С). При этом
исключают касание ареометром термометра и стенок цилиндра.
6.4 Показания ареометра наблюдают по верхнему краю
мениска, при этом глаз находится на уровне мениска. При использовании
ареометров для нефти, градуированных по нижнему мениску, к показанию ареометра
прибавляют поправку на мениск, равную 0,7 кг/м3.
6.5 Вынимают ареометр, очищают от остатков нефти и
повторяют операции по 6.2 - 6.4.
6.6 Вынимают ареометр и термометр, промывают нефрасом и
сушат на воздухе.
6.7 Сливают нефть из цилиндра в дренаж.
7 Обработка результатов измерений
7.1 Значения плотности нефти по ареометру при первом и
повторном измерениях плотности пробы нефти приводят к условиям измерений в
линии расходомера (плотномера) нефти по формулам:
(1)
(2)
где , - пересчитанные значения плотности нефти к условиям измерений в
линии расходомера (плотномера), кг/м3;
, - значения плотности нефти по ареометру при первом и повторном
измерениях (с учетом поправки на мениск при использовании ареометра,
отградуированного по нижнему мениску), кг/м3;
, - коэффициенты объемного расширения нефти при значениях
температуры нефти t1 и t2, соответственно, (таблица А.2 приложения А МИ 2153), °С-1;
t1, t2
- значения температуры нефти в
цилиндре при первом и повторном измерениях плотности нефти ареометром, °С;
, - коэффициенты сжимаемости нефти при температуре t1
(таблица А.2 приложения А МИ 2153), МПа-1;
t, P - значения температуры в линии расходомера
(плотномера), °С, и избыточного давления, МПа, нефти при измерениях объема
(плотности) нефти;
t0
- значение температуры градуировки
ареометра, равное 15 °С (20 °С) для ареометров, отградуированных при 15 °С (20
°С), соответственно.
7.1 При
разности между значениями температуры нефти в цилиндре и в линии расходомера
(плотномера), превышающей 10 °С, для пересчета значений плотности по ареометру
используют программу «Расчет плотности» по МИ 2632.
7.2 Расхождение между пересчитанными значениями плотности
одной и той же пробы нефти по одному и тому же ареометру не должно превышать
0,6 кг/м3. В противном случае операции по 5.5 и разделу 6 настоящей рекомендации повторяют.
7.3 Пересчитанное значение плотности нефти к 20 °С (15
°С) для ареометра, отградуированного при 20 °С, определяют по таблице Б.1 (Б.2)
приложения Б МИ 2153, кг/м3.
7.4 Пересчитанное значение плотности нефти к 20 °С (15
°С) для ареометра, отградуированного при 15 °С, определяют по таблице Б.З (Б.4)
приложения Б МИ 2153, кг/м3.
Примечание - Для удобства определения по
таблицам Б.1 - Б.4 приложения Б МИ 2153 значения температуры нефти в цилиндре
округляют с точностью до 0,5 °С.
7.5 По двум пересчитанным значениям плотности одной и той
же пробы нефти по одному и тому же ареометру определяют средние арифметические
значения плотности и вычитают систематическую погрешность, равную 0,86 кг/м3
согласно разделу 1.
7.6 За результаты измерений плотности нефти ареометром по
МВИ принимают исправленные результаты пересчета значений плотности нефти по 7.1, округленные до четырех значащих цифр, с указанием
доверительных границ погрешности МВИ, равных: ± 0,7 кг/м3 согласно разделу 1. Пример определения и представления
исправленных результатов пересчета плотности нефти по ареометру приведен в приложении А настоящей рекомендации.
7.7 В случае изменения условий выполнения измерений и
подготовки к ним, указанных в разделе
5, оценку норм погрешности МВИ осуществляют в соответствии с ГОСТ
Р ИСО 5725, ГОСТ Р 8.563,
МИ 2153.
8 Оформление результатов измерений
8.1 Исправленные результаты пересчета значений плотности
нефти по ареометру к стандартным условиям записывают в «Паспорт качества нефти»
по формам, приведенным в приложениях [7] при отказе или
отсутствии поточного плотномера.
8.2 Исправленные результаты пересчета значений плотности
нефти по ареометру к условиям измерений в линии расходомера записывают в «Акт
приема-сдачи нефти» при отключении или отсутствии поточного плотномера или при
отказе автоматического пробоотборника по формам, приведенным в приложениях [7].
8.3 Исправленные результаты пересчета значений плотности
нефти по ареометру к условиям измерений в линии плотномера записывают в журнал
контроля метрологических характеристик средств измерений по форме, приведенной
в приложении [7] при контроле метрологических характеристик
поточного плотномера по ареометру.
Приложение А
Пример определения и
представления исправленных результатов пересчета
значений плотности нефти по ареометру
А.1 При измерениях плотности нефти ареометром типа АНТ-1,
отградуированного при 20 °С, получены следующие значения плотности нефти по
ареометру (с учетом поправки на мениск, равной 0,7 кг/м3):
ρ1 = 864,9 кг/м3 при температуре нефти в
цилиндре t1 =21,7 °С;
ρ2 = 865,2 кг/м3 при температуре нефти в
цилиндре t2 = 21,3 °С.
При этом температура и давление в линии
плотномера: t = 21,9°C и Р = 0,72 МПа.
А.2 Требуется пересчитать значения плотности нефти по
ареометру к условиям измерений в линии плотномера и к стандартным условиям и
представить исправленные результаты пересчета значений плотности нефти по
ареометру.
A.3 По таблице А.1 приложения А МИ 2153 определяют
коэффициенты объемного расширения β1 (при ρ1 и t1) и β2 (при ρ2 и t2): β1 = β2 = 0,000818 °С-1.
А.4 Так как разность значений температуры нефти в
цилиндре и плотномере менее 10 °С, то по формулам (1) и (2) пересчитывают значения плотности по ареометру к условиям
измерений в линии плотномера (без учета поправки на систематическую
погрешность):
где - (при ρ1 и t1) и (при ρ2 и t2) коэффициенты, определяемые по таблице А.2 МИ 2153.
А.5 Разность значений плотности: 865,19 - 865,17 = 0,02
кг/м3 < 0,6 кг/м3. Условие сходимости соблюдено.
А.6 Вычисляют исправленный результат пересчета значений плотности
нефти по ареометру к условиям измерений в линии плотномера:
.
А.7 Определяют по таблице Б.1 МИ 2153 пересчитанные
значения плотности к 20 °С.
,
А.8 Вычисляют исправленный результат пересчета значений
плотности нефти по ареометру к 20°С:
.
А.9 Определяют по таблице Б.2 МИ 2153 пересчитанные
значения плотности к 15 °С:
,
Для удобства определения по таблицам Б.1,
Б.2 пересчитанных значений плотности значения температуры нефти в цилиндре при
первом и повторном измерениях плотности ареометром принимают равным 21,5 °С.
А.10 Вычисляют исправленный результат пересчета значений
плотности нефти по ареометру к 15 °С:
.
А.11 Полученные результаты округляют до четырех значащих
цифр и представляют в виде:
ρtP =
(864,3 ± 0,7) кг/м3 для (t = 21,9°C и Р = 0,72МПа),
ρ20 = (865,2
± 0,7) кг/м3 для (t = 20 °С и Р
= 0 МПа),
ρ15 = (868,8
± 0,7) кг/м3 для (t = 15 °С и Р
= 0 МПа).
Библиография
[1]
|
ГОСТ
5496-78 Трубки резиновые технические. Технические условия.
|
[2]
|
ГОСТ 8505-80
Нефрас С 50/170. Технические условия.
|
[3]
|
ГОСТ
18481-81 Ареометры и цилиндры стеклянные. Общие технические условия.
|
[4]
|
ГОСТ
Р ИСО 5725-2002 Точность (правильность и прецизионность) методов и
результатов измерений.
|
[5]
|
ГОСТ Р 8.563-96
ГСИ. Методики выполнения измерений
|
[6]
|
ГОСТ Р 51858-2002
Нефть. Общие технические условия.
|
[7]
|
«Рекомендации
по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем
измерений количества и показателей качества нефти», утвержденные Приказом
Минпромэнерго России от 31 марта 2005 года № 69
|
[8]
|
МИ
2153-2004 ГСИ. Плотность нефти. Требования к методике выполнения измерений
ареометром при учетных операциях.
|
[9]
|
МИ
2632-2001 ГСИ. Плотность нефти и нефтепродуктов и коэффициенты объемного
расширения и сжимаемости. Методы и программа расчета
|
[10]
|
НПБ
105-03 Определение категорий помещений, зданий и наружных установок по
взрывопожарной и пожарной опасности.
|
[11]
|
ППБ
01-03 Правила пожарной безопасности в Российской Федерации.
|
[12]
|
ТУ
25-2021.003-88 Термометры ртутные стеклянные лабораторные. Технические
условия.
|
[13]
|
ТУ
38.401-67-108-92 Нефрасы С2-80/120 и С3-80/120. Технические условия.
|