МИНИСТЕРСТВО ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ТОРГОВЛИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ УНИТАРНОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ РАСХОДОМЕТРИИ

(ФГУП «ВНИИР»)

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НАУЧНЫЙ МЕТРОЛОГИЧЕСКИЙ ЦЕНТР

РЕКОМЕНДАЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

МАССА И ОБЪЕМ НЕФТЕПРОДУКТОВ Методика измерений в вертикальных резервуарах

МИ 3252-2009

Казань

2009

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И

МЕТРОЛОГИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ УНИТАРНОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ РАСХОДОМЕТРИИ

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НАУЧНО-МЕТРОЛОГИЧЕСКИЙ ЦЕНТР

СВИДЕТЕЛЬСТВО .V* 24107-09 об in IссIaiinii МИ

Мсгоднка измерении__масса    н    обьсм    нефтепродуктов

дцддд и ктунежЛ тшяиш

разработанная    ОАО    «НК «Роснефть», г. Москва

нанменмапмг n/vitwitMHNir (нргЛнриапта). pa ipatomatturu kill

и регламентированная в рекомендации «Государственна!! система обеспечения единства

Ыччпачгинг и ММЯМИW ВфЯЯМ

измерений. Масса и объем нефтепродуктов. Методика измерений в вертикальных аттестована в соответствии с ГОСТ Р 8.563-96.

Аттестация осуществлена но результатам метрологической экспертизы материалов

«Mdработ. 4rmpow.-uw.aa мгпгртша матгрнаим

no paipaGoiKc. теоретических и жспернменга н.ных исе.тслований МИ

но ра Графвтш* MU, «ишряииют»» т m М »<у» чгита itw ■>< ■ irtoaanur Mil. Лру.-ur гиЛирвЛвт

В результате аттестации МИ было установлено, что МИ соответствует предъявляемым к ней х1стрологнчсскнм требованиям и обладает следующими основными метрологическими характеристиками:

пределы относительной погрешности измерений массы и объема нефтепродуктов:

diiiNiiiMUf шчгрпти, ugnnwHjmruHMiii т>.-ргшмо< ит тчгргмий (пгоиргЛпгншхнп и i чгргний)

а)    массы нефтепродуктов:    до    120    т    ±0,65    %;

120 т и более ±0,50 %:

б)    объёма нефтепродуктов, приведенного к стандартным условиям: до 120 т ±0,60 %;

120 т и более ±0,40 %.

7.10    Программное обеспечение, применяемое в составе СОИ ИС. должно быть аттестовано в установленном порядке в соответствии с МИ 2955 [11], МИ 2676 [12], МИ 2174 [ 13 ].

7.11    Периодичность поверки СИ, применяемых при измерениях массы нефтепродукта в РВС, должна соответствовать межповерочному интервалу, установленному при утверждении типа. Изменение меж поверочного интервала проводится органом Государственной метрологической службы по согласованию с метрологической службой юридического лица.

7.12    Поверку резервуаров проводят не реже одного раза в пять лет.

7.13    Технологические трубопроводы должны быть отградуированы (определена вместимость) в соответствии с МИ 2800 [ 14 ]. Градуировочную таблицу на технологический трубопровод составляют суммированием вместимостей отдельных трубопроводов. Градуировочную таблицу на отдельный трубопровод составляют суммированием вместимостей его участков. Периодичность градуировки не реже одного раза в десять лет.

8 УСЛОВИЯ ИЗМЕРЕНИЙ

8.1    При выполнении измерений соблюдают следующие условия:

-    температура окружающего воздуха    от    -    40    °С    до    + 50 °С;

-    скорость ветра    не    более    12,5    м/с.

Примечание Технические характеристики применяемых СИ и технических средств

должны соответствовать вышеуказанным условиям.

8.2    Измерение плотности нефтепродукта в отобранной пробе должно проводиться в лаборатории или специально оборудованном помещении.

8.3    Для обеспечения указанных в 6.2 настоящей Рекомендации пределов допускаемой относительной погрешности измерений массы принятого и отпущенного нефтепродукта значения уровней нефтепродукта в резервуаре до и после приема, до и после отпуска должны соответствовать допустимым значениям, приведенным в таблицах А.1, А.2 приложения А.

8.4    Для обеспечения указанных в 61 и 6.2 настоящей Рекомендации пределов допускаемой относительной погрешности измерений при использовании в составе ИС датчиков гидростатического давления уровень нефтепродукта должен быть не менее

3,0 метров над нижним датчиком гидростатического давления.

9 КВАЛИФИКАЦИЯ ОПЕРАТОРОВ, ТРЕБОВАНИЯ ОХРАНЫ ТРУДА И О К РУЖА Ю ЩЕ Й СРЕДЫ

9.1 К выполнению измерений и обработке их результатов допускают лиц, достигших 18 лет, имеющих квалификацию оператора не ниже 4-го разряда, прошедших обучение и проверку знаний требований охраны труда в соответствии с ГОСТ 12.0.004, годных по состоянию здоровья и ознакомленных с настоящей Рекомендацией.

Лица, выполняющие измерения, должны:

- соблюдать требования по охране труда, промышленной и экологической безопасности и правила пожарной безопасности, распространяющиеся на объект, на котором проводят измерения;

-    выполнять измерения в специальной одежде и обуви в соответствии с ГОСТ 12.4 111, ГОСТ 12.4.112, ГОСТ 12.4.137.

9.2    Выполнение измерении проводят в соответствии с утвержденными действующими правилами и нормативными документами:

-    в области охраны труда и промышленной безопасности - ПБ 09-560 [ 1 ), ПОТ РМ 021 [ 2 ];

-    в области соблюдения безопасной эксплуатации электроустановок - ПОТ Р М-016

[3];

-    в области охраны окружающей среды и атмосферного воздуха - Федеральными законами «Об охране окружающей среды» [ 4 ], «Об охране атмосферного воздуха» [ 5 ] и другими действующими законодательными актами на территории РФ

9.3    Содержание вредных веществ в воздухе рабочей зоны не должно превышать предельно допустимых концентраций, установленных в ГОСТ 12.1.005.

9.4    Площадка, на которой установлены резервуары, должна содержаться в чистоте, без следов нефтепродукта, и быть оборудована первичными средствами пожаротушения. Не допускается выбросов и выделений нефтепродуктов в окружающую среду.

9.5    Для освещения применяют светильники во взрывозащищенном исполнении. Переносные светильники включают и выключают за земляным валом пли ограждением резервуарного парка. Защита от статического электричества должна соответствовать требованиям правил [ 16 ].

9.6    При выполнении работ по отбору проб следует соблюдать требования безопасности, регламентируемые ГОСТ 2517, в том числе:

-    переносные пробоотборники должны быть изготовлены из материала, не образующего искр при ударе (алюминия, бронзы, латуни и др );

-    для крепления переносного пробоотборника используют гибкие, не дающие искр, металлические тросики. При применении шнуров (веревок и т.д.) из неэлектропроводных материалов на их поверхности должен быть закреплен многожильный, не дающий искр, неизолированный металлический проводник, соединенный с пробоотборником. Перед отбором проводник должен заземляться с элементами РВС.

9.7    Электрооборудование (СИ, ИС и вспомогательные устройства), применяемое при выполнении измерений, должно быть изготовлено во взрывозащищенном исполнении, соответствующем классу взрывоопасной зоны по ГОСТ Р 51330.9 места применения, отвечать требованиям ГОСТ 22782.0, ГОСТ Р 51330.0, иметь разрешение Ростехнадзора, полученное на основании заключения экспертизы промышленной безопасности на применение во взрывоопасных зонах.

10 ПОДГОТОВКА К ВЫПОЛНЕНИЮ ИЗМЕРЕНИЙ

10.1    Перед наливом (сливом) проверяют исправность технологической обвязки и запорной арматуры резервуаров и трубопроводов, отсутствие утечек и механических повреждений, целостность пломб и клейм.

10.2    Подготовка к выполнению измерений проводится в соответствии с технической документацией на СИ и другие технические средства, применяемые при измерениях.

При подготовке к выполнению измерений выполняют следующее:

10.2.1    Проверяют включенное состояние оборудования и наличие напряжения питания.

10.2.2    Проверяют исправность пробоотборника и его комплектность. При наличии загрязнения переносной пробоотборник протирают бензином и просушивают

10.2.3    Проверяют исправность СИ и технических средств.

10.3    При приеме нефтепродукта в резервуар измерения выполняют после 2-х часового отстоя нефтепродукта по завершении приема. При несоблюдении сроков отстоя в документе, регламентирующем учет движения нефтепродукта на предприятии, делается отметка о фактическом времени отстоя.

10.4    Перед началом измерений проверяют исправность лестниц и перил резервуара и заземление резервуара

11 ВЫПОЛНЕНИЕ ИЗМЕРЕНИИ II ВЫЧИСЛЕНИИ

11.1    Измерение массы нефтепродукта неавтоматизированными средствами измерений.

Примечание И случае, если плотность измеряется ареометром, в результат измерения плотности вносится поправка на температурное расишрение стекла для ареометров, /юссчитываемая по формулам Б.З или Б. 4 приложения Б.

11.1.1    Определение объема нефтепродукта в резервуаре

Объем нефтепродукта в резервуаре определяют по градуировочной таблице резервуара с использованием результата измерения уровня нефтепродукта и уровня подтоварной воды

11.1.1.1    Измерение уровня нефтепродукта.

Проверяют базовую высоту (высотный трафарет) резервуара, как расстояние по вертикали между днищем резервуара в точке касания лота рулетки и риски планки измерительного люка. Полученный результат сравнивают с величиной базовой высоты, указанной в градуировочной таблице резервуара или в последнем акте се ежегодного измерения и нанесенной на трафарете

Если измеренное значение базовой высоты отличается от значения, нанесенного на трафарете, более чем на 0,1 %, выявляют причину изменения базовой высоты и устраняют ее. На период, необходимый для выяснения и устранения причин изменения базовой высоты, измерения уровня нефтепродукта проводят по высоте пустоты резервуара

Примечание Измерение уровня нефтепрооукта в резервуаре по высоте пустоты резервуа/xi пров<к)ят также в случае, если в ре зервуар образовался лед.

Измерения уровня нефтепродукта по высоте пустоты резервуара проводят в следующей последовательности:

-    опускают рулетку с лотом ниже уровня нефтепродукта Первый отсчет (верхний) по рулетке проводят на уровне риски планки измерительного люка. Затем рулетку с лотом поднимают строго вверх без смещения в стороны и проводят второй отсчет (нижний) полинии смачивания с точностью до 1 мм;

-    определяют высоту пустоты как разность верхнего и нижнего отсчетов;

-    определяют уровень нефтепродукта в резервуаре как разность величины базовой высоты (высотного трафарета) данного резервуара и полученного значения высоты пустоты резервуара.

Если измеренное значение базовой высоты совпадает со значением, нанесенным на трафарете или отличается от него менее чем на 0.1 %, измерения уровня нефтепроду1ста в резервуаре проводят в следующей последовательности:

-    опускают ленту рулетки с лотом медленно до касания лотом днища или опорной плиты, не допуская отклонения лота от вертикального положения, не задевая за внутреннее оборудование резервуара, не допуская волн на поверхности нефтепродукта и ударов о днище резервуара. Лента рулетки должна находится все время в натянутом состоянии, а место касания лота о днище резервуара горизонтальное и жесткое,

-    поднимают ленту рулетки строго вертикально, не допуская смещения в сторону, чтобы избежать искажения линии смачивания;

-    показания рулетки отсчитывают с точностью до 1 мм сразу после появления смоченной части над измерительным люком.

Измерения уровня нефтепродукта в резервуаре (высоты пустоты) проводят дважды. Если результаты измерений отличаются не более чем на 1 мм, то в качестве результата измерений уровня принимают большее значение. Если полученное расхождение измерений более 1 мм, измерения повторяют ещё дважды и берут среднее по трём наиболее близким измерениям с округлением до 1 мм.

Ленту рулетки до и после измерений протирают мягкой тряпкой насухо

Примечание Измерения уровня нефтепроОукпю и уровня подтоварной воды щххих)ят измерите. /ьной рулеткой с лотом только че/х>з измерительный люк. Но время опускания рулетки внутрь резервуара операторы нах<х)ятся с наветренной сто/хшы люка и не должны наклоняться наг) измерительным люком. Лента и змерительной рулетки должна таено и непрерывно скользить по направляющему пазу танки измерительного люка.

11.1.1.2    Измерение уровня подтоварной воды.

Уровень подтоварной воды измеряют с помощью рулетки с лотом с применением водочувств1ггельной ленты или пасты:

-    водочувствительную ленту в натянутом виде прикрепляют к лоту рулетки с двух противоположных сторон;

-    водочувствительная паста тонким слоем наносится на поверхность лота рулетки с двух противоположных сторон;

-    для резкого выделения грани между слоями воды и нефтепродукта рулетку выдерживают неподвижно в резервуаре в течение времени, рекомендуемого инструкцией по применению водочувствительной ленты или пасты. Отсчет уровня подтоварной воды проводят с точностью до 1 мм;

-    если межслойный уровень на ленте или пасте обозначается нечетко, косой линией или на неодинаковой высоте с обеих сторон, то измерение следует повторить, нанеся новый слой пасты или прикрепив новую ленту;

-    наличие размытой границы раздела «вода-нефтепродукт» свидетельствует о наличии водоэмульсионного слоя. В этом случае необходимо повторить измерение после отстоя и расслоения эмульсии.

11.1.1.3    Определение объема нефтепродукта при температуре его измерения.

По измеренному уровню нефтепродукта (см. 11.1.1.1) по градуировочной таблице резервуара определяют общий объем нефтепродукта и подтоварной воды в резервуаре. По измеренному уровню подтоварной воды (см. 11.1.1.2) по градуировочной таблице определяют объем подтоварной воды в резервуаре.

высоты столба нефтепродукта (при измерении стеклянным термометром -температура нефтепродукта - в точечной пробе, отобранной по ГОСТ 2517 со среднего уровня), °С;

!_в - температура нефтепродукта, измеренная на верхнем уровне - на 250 мм ниже поверхности нефтепродукта (при измерении стеклянным термометром - температура нефтепродукта в точечной пробе, отобранной по ГОСТ 2517 с верхнего уровня), °С.

Для нефтепродукта, который компаундируется в резервуаре, среднюю температуру рассчитывают, как среднее арифметическое значение температур точечных проб:

(5)

где //., 1„    - температура нефтепродукта, измеренная на уровнях, соответствующих

уровням отбора проб нефтепродукта, который компаундируется в резервуаре, по ГОСТ 2517, °С;

//    - число точечных проб.

При уровне нефтепродукта в резервуаре не выше 2000 мм:

(6)

/ =-

L +/.

При уровне нефтепродукта в резервуаре не выше 1000 мм

К =/,

11.1.4 Определение плотности нефтепродукта в резервуаре.

11.1.4.1 Отбор проб нефтепродукта из РВС при измерении плотности проводят в соответствии с ГОСТ 2517

Плотность нефтепродукта измеряют ареометром в объединенной или точечной пробах согласно ГОСТ 2517. Измерения проводят по ГОСТ Р 51069 или по ГОСТ 3900, в лаборатории или в специально оборудованном месте, защищенном от ветра, осадков, солнечной радиации и оснащенном столиком с ровной горизонтальной поверхностью. По результатам измерений фиксируют, в том числе, значение температуры, при которой проведено измерение плотности.

11.1.5 Вычисление массы нефтепродукта в резервуаре.

При приведении плотности и объема нефтепродукта к 20 °С массу нефтепродукта, кг, вычисляют по формуле:

т = ^У20 * />20»    (8)

где V20    -    объем нефтепродукта, приведенный к 20 °С, м³;

Р20    -    плотность нефтепродукта, приведенная к 20 °С, кг/м³.

При приведении плотности и объема нефтепродукта к 15 °С массу нефтепродукта, кг, вычисляют по формуле:

ш = Г₎₅р„,    (9)

где Vи    - объем нсфтепроду!сга, приведенный к 15 °С, и ;

p/s - плотность нефтепродукта, приведенная к 15 °С, кг/м\

При приведении плотности к температуре измерении объёма массу нефтепродукта, кг, вычисляют по формуле:

™ = V р„.

где V - объем нефтепродукта, при температуре его измерений. м\ рассчитанный по формуле (1);

Рп - плотность нефтепродукта, приведённая к температуре измерений объёма, кг/м .

Примечания:

/. Алгоритмы вычислении объема и плотности реализованы в ПО и изложены в приложении Г.

2.    При проведении изме/н’ний тотности ареометром вместо значения пютности (р ,_Y) в формуле (10) используется значение плотности (р*), определяемое по формуле (П. 2).

3.    Значение (р„) автоматически рассчитывается в ПО или определяется в лабораторных условиях в термостате при температуре и змерения объема, кг/м .

11.2 Измерение массы нефтепродукта автоматизированными средствами

измерений, не образующими измерительные системы.

11.2.1    Определение объема нефтепродукта в резервуаре.

Объем нефтепродукта в резервуаре определяют по градуировочной таблице резервуара с использованием результата измерения уровня нефтепродукта и уровня подтоварной воды.

11.2.1.1    Измерения уровня проводят с использованием переносного электронного измерителя уровня (электронной рулетки) в соответствии с инструкцией по эксплуатации прибора по высоте пустоты резервуара с учетом требований 11.1.1.1.

11.2.1.2    Объем нефтепродукта при температуре измерения объема определяют по формуле (1) настоящей Рекомендации. При проведении измерений в резервуаре с понтоном или плавающей крышей используется формула (3).

11.2.2 Измерение температуры нефтепродукта в резервуаре.

Температуру нефтепродукта измеряют переносным погружным электронным термометром непосредственно в РВС:

-    при взливе до 5 м включительно, через каждые 50 см, начиная от верхней границы нефтепродукта;

-    при взливе свыше 5 м через каждый 1 метр, начиная от верхней границы нефтепродукта.

Среднюю температуру нефтепродукта в резервуаре (/,.) вычисляют по формуле:

+l₂+...+t„

где //. /„    - температура нефтепродукта, измеренная на соответствующих уровнях,

°С;

п - число измерений для конкретного взлива.

Измерение температуры проводят в соответствии с инструкцией по эксплуатации термометра.

11.2.3 Определение плотности нефтепродукта в резервуаре.

Плотность нефтепродукта измеряют переносным погружным электронным плотномером непосредственно в РВС:

-    при взливе до 5 м включительно, через каждые 50 см. начиная от верхней границы нефтепродукта;

-    при взливе свыше 5 м через каждый 1 метр, начиная от верхней границы нефтепродукта.

Плотность нефтепродукта в резервуаре р, вычисляют по формуле:

где pi, р_п - плотность нефтепродукта, измеренная на соответствующих уровнях. кг/м³;

п - число измерений для конкретного взлива.

Измерение плотности проводят в соответствии с инструкцией по эксплуатации плотномера.

11.2.4 Вычисление массы нефтепродукта в резервуаре.

Массу нефтепроду!ста в резервуаре вычисляют согласно 11.1.5.

11.3 Измерение массы нефтепродукта измерительными системами.

11.3.1    Определение объема нефтепродукта в резервуаре.

11.3.1.1    Объем нефтепродукта в резервуаре определяют с использованием градуировочной таблицы резервуара по результатам измерений уровня нефтепродукта и уровня подтоварной воды с помощью канала измерения уровня в составе измерительной системы.

11.3.1.2    При отсутствии канала измерения уровня в составе ИС, уровень нефтепродукта и подтоварной воды измеряют в соответствии с 11.1.1.1 или 11.2.1.1.

11.3.1.3    Объем нефтепродукта при температуре измерения объема определяют по формуле (1) настоящей Рекомендации. При проведении измерений в резервуаре с понтоном или плавающей крышей используется формула (3).

11.3.2    Измерение температуры нефтепродукта в резервуаре.

Температуру нефтепродукта в резервуаре измеряют термометрами цифровыми в составе канала измерения температуры ИС. За температуру нефтепродукта в резервуаре принимается средняя температура, рассчитанная ИС.

При отсутствии канала измерения температуры в составе ИС, температуру нефтепродукта измеряют в соответствии с 11.1.3 или 11.2.2.

11.3.3    Определение плотности нефтепродукта в резервуаре

Плотность нефтепродукта в резервуаре измеряют с помощью канала измерения плотности ИС:

-    с использованием преобразователей плотности стационарных;

-    с использованием преобразователей дифференциального давления.

11.3.3.1    При использовании преобразователей плотности стационарных за значение плотности в резервуаре принимается значение средней плотности, рассчитанное ИС.

11.3.3.2    При использовании преобразователей дифференциального давления при уровне нефтепродукта выше 3-х метров от нижнего датчика значение плотности в резервуаре принимают равным средней плотности, рассчитанной ИС.

величины уровня подтоварной воды), мм:

Н=Н₀-Н„    (16)

уровень жидкости в РВС (уровень нефтепродукта + уровень подтоварной воды), мм; уровень подтоварной воды, мм;

абсолютная погрешность измерений уровня жидкости в РВС (уровень нефтепродукта + уровень подтоварной воды), мм; абсолютная погрешность измерений уровня подтоварной воды, мм; коэффициент, вычисляемый по формуле:

1 + 2/?/_v

1 + 2fit,

коэффициент объемного расширения нефтепродукта по таблице А. I ГОСТ Р 8.595;

температура нефтепродукта при измерении объема и при измерении плотности соответственно. °С;

абсолютные погрешности измерений температуры нефтепродукта при измерениях его плотности и объема соответственно, °С; относительная погрешность измерений плотности нефтепродукта, %, вычисляют по формуле:

(18)

Ар

Р 5N

Примечания:

1    Если для применяемых СИ и каначов ИС заданы как абсолютные, так и относительные погрешности, то для вычисления относительной погрешности измерений массы нефтепродукта применяют формулу (14).

2    Если заданы только относительные погрешности (как правило, для ИС), то для вычисления относительной погрешности измерений массы нефтепродукта применяют следующую формулу:

8m=±\.\J&^f2 +Sp² +S/² +SN² .

13.2    Пределы относительной погрешности измерений объема нефтепродукта (SV) в РВС при условиях измерений объема, %, вычисляют по формуле:

8У = ±y]SK² +SH² .    (19)

13.3 Пределы относительной погрешности измерений объема нефтепродукта, приведенного к стандартным условиям (SV_iy), %, вычисляют по формуле:

зу_у = ± uJw²+(/3 -mf-dif,.    (20)

13.4 Пределы    допускаемой относительной погрешности измерений массы отпущенного/принятого нефтепродукта (SM), % вычисляют по формуле:

1 РАЗРАБОТАНА	ОАО «Нефтяная компания «Роснефть» (ОАО «НК «Роснефть»)
2 ИСПОЛНИТЕЛИ	М П. Естин, С.А. Абрамов. С Г Башкуров
3 УТВЕРЖДЕНА	ФГУП «ВНИИР» ГНМЦ 12 ноября 2009 г.
4 АТТЕСТОВАНА	ФГУП «ВНИИР» ГНМЦ Свидетельство об аттестации № 24107-09 от 10 декабря 2009 г.
5 ЗАРЕГИСТРИРОВАНА	ФГУП «ВНИИМС» ГНМЦ 18 декабря 2009 г. Код регистрации методики измерений в Федеральном реестре методик измерении ФР 1.29.2009.06689
6 ВВЕДЕНА ВПЕРВЫЕ

Настоящая Рекомендация не может быть полностью или частично воспроизведена, тиражирована и (или) распространена без разрешения ОАО «НК «Роснефть»

1    Область применения    1

2    Нормативные ссылки    1

3    Термины и определения    2

4    Обозначения и сокращения    3

5    Общие требования к методам измерений и вычислений    и    порядок    применения 3

методики измерений

6    Требования к погрешности измерений    4

7    Средства измерений и вспомогательные устройства    5

8    Условия измерений    7

9    Квалификация операторов, требования охраны труда и окружающей среды    7

10    Подготовка к выполнению измерений    8

11    Выполнение измерений и вычислений    9

12    Определение массы нефтепродукта, отпущенного из резервуара    или    принятого в 15

резервуар

13    Оценивание погрешности измерений    15

14    Обработка результатов измерений    18

15    Оформление результатов аттестации методики измерений    18

Библиография    20

Приложение А. Соотношение допустимых значений уровней нефтепродукта в РВС 21 при приеме и отпуске, при которых обеспечиваются погрешности измерений массы по ГОСТ Р 8.595

Приложение Б Расчет объема и плотности нефтепродукта с учетом поправок    23

Приложение В. Примеры расчета объема, массы и оценки погрешности    24

Приложение Г. Алгоритмы приведения объема и плотности к стандартным и 41 рабочим условиям

РЕКОМЕНДАЦИЯ

ГОСУДАРСТВЕННАЯ СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЕДИНСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

МАССА И ОБЪЁМ НЕФТЕПРОДУКТОВ

Методика измерении в вертикальных резервуарах

1 ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

Настоящая Рекомендация распространяется на массу и объем нефтепродуктов и устанавливает методику измерений в резервуарах вертикальных стальных.

Методика измерений разработана в соответствии с положениями ГОСТ Р 8.563 и ГОСТ Р 8 595.

2 НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ

В настоящей Рекомендации использованы ссылки на следующие стандарты:

Система стандартизации безопасности труда. Организация

обучения безопасности труда. Общие положения

Система стандартизации безопасности труда. Общие санитарно-

гигиенические требования к воздуху рабочей зоны

Система стандартизации безопасности труда. Костюмы мужские

для защиты от нефти и нефтепродуктов. Технические условия

Система стандартизации безопасности труда. Костюмы женские для

защиты от нефти и нефтепродуктов Технические условия

Обувь специальная кожаная для защиты от нефти, нефтепродуктов,

кислот, щелочей, нетоксичной и взрывоопасной пыли. Технические

условия

Термометры стеклянные для испытаний нефти. Технические условия

Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды

Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб

Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности

Нефть, нефтепродукты и присадки. Методы определения

механических примесей

Рулетки измерительные металлические. Технические условия Ареометры и цилиндры стеклянные Общие ТУ Электрооборудование взрывозащищенное. Общие технические требования и методы испытаний

Термометры жидкостные стеклянные Общие технические

требования. Методы испытаний

ГСИ. Методики выполнения измерений

ГСИ. Резервуары стальные вертикальные цилиндрические. Методика поверки

ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений

ГСИ. Метрол отчее кое обеспечение измерительных систем. Основные положения

Нефть и нефтепродукты. Метод определения плотности, относительной плотности и плотности в градусах API ареометром Электрооборудование взрывозащнщенное Часть 0. Общие требования

Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 10. Классификация взрывоопасных зон

Примечание при пользовании настоящей Рекомендации целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в нт/юрмацнонной системе общего пользования на (к/н1циа.1ыюм сайте национального органа Российской Федерации по стандартизации в сети Интернет или по ежегодно издаваемому ти/юрмационному указателю «Национа1ьные стандарты», который опубликован по состоянию на I января текущего eotkt, и по соответствующим ежемесячно издаваемым информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящей Рекомендацией следует руководствоваться :замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяют в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

В настоящей Рекомендации использованы следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 измерительная    система:    совокупность    измерительных, связующих,

вычислительных компонентов, образующих измерительные каналы, и вспомогательных устройств (компонентов измерительной системы), функционирующих как единое целое.

3.2    испытательная лаборатория (испытательный центр): химико-аналитическая лаборатория, выполняющая контроль качества (параметров)

3.3    методика измерений: совокупность конкретно описанных операций, выполнение которых обеспечивает получение результатов измерений с установленными показателями точности.

3.4 персональный компьютер:    универсальная    ЭВМ, предназначенная для

индивидуального использования.

3.5    программное обеспечение:    совокупность программ, системы обработки

информации и программных документов, необходимых для эксплуатации этих программ

3.6    система обработки информации: вычислительное устройство, принимающее и обрабатывающее информацию о количественно-качественных параметрах продукта, измеренных первичными преобразователями, и включающие в себя блоки индикации и регистрации результатов измерений.

3.7    средство измерений: техническое средство, предназначенное для измерений

3.8    стандартные условия: условия, соответствующие температуре нефтепродукта 15 °С или 20 °С и избыточному давлению, равному нулю.

3.9    температура измерения объема: температура нефтепродукта в мере вместимости, мере полной вместимости при измерении уровня.

3.10    условия измерении объема (при косвенном методе статических измерении): условия, соответствующие температуре нефтепродукта в мере вместимости при измерении уровня и избыточному давлению, равному нулю.

4 ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

В настоящей Рекомендации приняты следующие сокращения:

ИЛ (ИЦ) - испытательная лаборатория (испытательный центр);

-    ИС - измерительная система;

-    ПК - персональный компьютер;

ПО - программное обеспечение к методикам измерений объема и массы нефти и нефтепродуктов;

-    РВС - резервуар вертикальный стальной;

-    СИ - средство измерений;

-    СОИ - система обработки информации

5 ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К МЕТОДАМ ИЗМЕРЕНИЙ И ВЫЧИСЛЕНИЙ И ПОРЯДОК ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДИКИ ИЗМЕРЕНИЙ

5.1    Определение объема и массы в настоящей Рекомендации выполняется в соответствии с ГОСТ Р 8.595.

5.2    Массу нефтепродукта в РВС вычисляют как произведение объема и плотности нефтепродукта, приведенных или к стандартным условиям, пли к условиям измерений объема.

5.3    Объем нефтепродукта определяют, используя результат измерений уровня нефтепродукта в РВС. по градуировочной таблице, составленной по ГОСТ 8.570.

5.4    Объём, плотность и температуру нефтепродукта определяют по результатам измерений с использованием СИ согласно требований раздела 7 настоящей Рекомендации.

5.5    Массу нефтепродукта, отпущенного из резервуара или принятого в резервуар, вычисляют как разность результатов измерений массы нефтепродукта в резервуаре, полученных до и после отпуска (приема) нефтепродукта.

5.6    Измерения должны проводиться в соответствии с требованиями настоящей Рекомендации.

5.7    Алгоритмы методики измерений реализованы в программном обеспечении¹. Вычисления должны выполняться с помощью ПО.

5.8    В исключительных случаях, до инсталляции ПО на персональные компьютеры или до переннсталляцнн в случае выхода из строя ПО. допускается выполнение вычислении без применения ПО.

Вычисления массы для таких случаев выполняются на основе примеров, приведенных в приложении В настоящей Рекомендации. При этом следует руководствоваться следующими требованиями:

5.8    1 Результаты измерения плотности и объема нефтепродукта приводят к стандартным условиям или результат измерений плотности приводят к условиям температуры измерения его объема.

5.8.2    Приведение плотности и объема к стандартным условиям выполняется по следующим таблицам*:

-    плотности:    к    15    °С    по таблице 53В АСТМ Д 1250 [ 7 ];

к 20 °С по таблице 59В ИСО 91/2 [ 6 ];

-    объема:    к    15    °С    по таблице 54В [ 7 ];

к 20 °С по таблице 60В [ 6 ].

5.8.3    При температуре измерения объема нефтепродукта измерение плотности должно осуществляться в лабораторных условиях в термостате при температуре измерения его объема. Иные методы определения плотности для данного случая не допустимы.

6 ТРЕБОВАНИЯ К ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЙ

6.1 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и объема нефтепродукта в резервуаре не должны превышать значений, приведенных в таблице 1.

Таблица 1

Метод измерений Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефтепродукта, % объема нефтепродукта, приведенного к стандартным условиям, % Косвенный метод статических измерений до 120 т ±0,65 ±0,60 Косвенный метод статических измерений от 120 т и выше ±0,50 ±0,40

6.2 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефтепродукта, отпущенного из резервуара или принятого в резервуар, не должны превышать значений, приведенных в таблице 2.

Таблица 2

Метод измерений	Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефтепродукта, отпущенного из резервуара или принятого в резервуар, %
Косвенный метод статических измерений до 120 т	±0,65
Косвенный метод статических измерений от 120 т и выше	±0,50

7 СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ И ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА

7.1    При выполнении измерений массы и объема нефтепродукта применяют следующие меры вместимости, СИ и технические средства:

-    резервуары стальные вертикальные цилиндрические, с теплоизоляцией и без теплоизоляции, с понтоном или плавающим покрытием, или со стационарной крышей, с относительной погрешностью определения вместимости по ГОСТ 8.570.

7.2    СИ и технические средства, не образующие измерительные системы:

7.2.1    Неавтоматизированные СИ:

-    рулетка измерительная с грузом (лотом) 2-го класса точности по ГОСТ 7502;

-    термометры ртутные стеклянные по ГОСТ 28498 или ГОСТ 400 с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,5 °С, используемые для определения температуры нефтепродукта в РВС;

-    СИ и технические средства, используемые для определения плотности нефтепродукта по ГОСТ 3900 или по ГОСТ Р 51069. Требования к ним изложены в 7.6.

7.2.2    Автоматизированные СИ:

-    переносной электронный измеритель уровня (электронная рулетка) с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 3 мм;

- переносной погружной электронный термометр с разрешающей способностью 0.1 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,5 °С;

- переносной погружной измеритель плотности нефтепродуктов с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,5 кг/м³;

-    комбинированные СИ, обеспечивающие выполнение функций, указанных в 7.2.2, в любых комбинациях, предусмотренных конструкцией данных СИ.

7.2.3    Персональные компьютеры или другие технические средства для обработки и вычисления результатов измерений.

7.3    Водочувствтельная лента или паста.

7.4    Переносной пробоотборник по ГОСТ 2517.

7.5    Измерительные системы в составе:

-    канала (каналов) измерения уровня с использованием уровнемеров с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 3 мм;

-    канала (каналов) измерения температуры с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,5 °С;

-    канала (каналов) измерения плотности нефтепродукта в РВС:

-    с использованием преобразователей плотности стационарных с пределами допускаемой относительной погрешности не более ± 0,03 %;

-    с использованием преобразователей дифференциального давления с пределами допускаемой относительной погрешности не более ± 0,25 %;

-    СОИ с пределом допускаемой относительной погрешности не более ± 0,05 %.

7.6    СИ и технические средства в ИЛ (ИЦ):

7.6.1    При определении плотности ареометром по ГОСТ 3900:

-    стационарный или переносной пробоотборник по ГОСТ 2517;

-    ареометры по ГОСТ 18481 типа АН, АНТ-1. Допускается применять аналогичные ареометры, отградуированные по нижнему мениску;

-    цилиндры для ареометров стеклянные по ГОСТ 18481 или металлические соответствующих размеров;

- термометры ртутные стеклянные типа ТЛ-4 № 4 по техническим условиям ТУ 25-2021.003 [15] или термометры стеклянные для испытаний нефтепродуктов типа ТИН-5 по ГОСТ 400 при использовании ареометров типа АН. Термометр должен быть откалиброван на полное погружение с ценой деления 0,1 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,2 °С;

-    термостат или водяная баня для поддержания температуры с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,2 °С.

7.6.2    При определении плотности ареометром по ГОСТ Р 51069:

-    стационарный или переносной пробоотборник по ГОСТ 2517;

-    ареометры по ГОСТ 18481;

- цилиндры для ареометров стеклянные по ГОСТ 18481 или металлические соответствующих размеров;

-    термометры ртутные стеклянные типа ТЛ-4 № 2 и № 3 по техническим условиям [ 15 ] или термометры стеклянные для испытаний нефтепродуктов типа ТИН-5 по ГОСТ 400 при использовании ареометров типа АН. Термометр должен быть откалиброван на полное погружение с ценой деления 0,1 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,2 °С;

-    термостат или водяная баня для поддержания температуры с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,2 °С.

Примечание Метрологические характеристики ареометров и термометров

выбираются по таблицам № I и № 2 ГОСТ Р 51069.

7.7    Допускается применять другие аналогичные по назначению СИ, ИС и технические средства, допущенные к применению в установленном порядке, если их характеристики не уступают указанным в настоящей Рекомендации

7.8    СИ и ИС должны иметь сертификаты об утверждении типа в соответствии с правилами по метрологии ПР 50.2.009 [ 9 ].

Измерительные системы, собираемые на месте эксплуатации (ИС-2 согласно ГОСТ Р 8.596), должны быть внесены в Государственный реестр, как СИ единичного типа.

7.9    СИ и ИС, участвующие в измерении массы нефтепродукта, подлежат поверке в соответствии с правилами по метрологии ПР 50.2.006 [ 8 ] и должны иметь действующие свидетельства о поверке или оттиски поверительных клейм.

1

Программное обеспечение к методикам измерений объёма и массы нефти и нефтепродуктов разработано ОАО «НК «Роснефть» и аттестовано ФГУП «ВНИИМС».

^: Таблицы в электронном виде входят в поставочный комплект методик измерений.