ГОСТ Р 8.903-2015 Государственная система обеспечения единства измерений (ГСИ). Масса нефти и нефтепродуктов. Методики (методы) измерений.
ГОСТ Р 8.903-2015
НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Государственная система обеспечения единства измерений
МАССА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ
Методики (методы) измерений
State system for ensuring the uniformity of measurements. Mass of petroleum and petroleum products. Procedures of measurements
ОКС 17.020
Дата введения 2016-07-01
Предисловие
1 РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт транспорта нефти и нефтепродуктов Транснефть" (ООО "НИИ Транснефть"), федеральным государственным унитарным предприятием "Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии" (ФГУП "ВНИИР"), открытым акционерным обществом "Нефтеавтоматика" (ОАО "Нефтеавтоматика")
2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 24 "Метрологическое обеспечение добычи и учета углеводородов"
3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 25 ноября 2015 г. N 1976-ст
4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ
5 ПЕРЕИЗДАНИЕ. Апрель 2017 г.
Правила применения настоящего стандарта установлены в статье 26 Федерального закона от 29 июня 2015 г. N 162-ФЗ "О стандартизации в Российской Федерации". Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном (по состоянию на 1 января текущего года) информационном указателе "Национальные стандарты", а официальный текст изменений и поправок - в ежемесячном информационном указателе "Национальные стандарты". В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ближайшем выпуске ежемесячного информационного указателя "Национальные стандарты". Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет (www.gost.ru)
1 Область применения
Настоящий стандарт распространяется на методики (методы) измерений массы брутто и нетто нефти и массы нефтепродуктов и устанавливает порядок их выполнения.
2 Нормативные ссылки
В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:
ГОСТ 8.009 Государственная система обеспечения единства измерений. Нормируемые метрологические характеристики средств измерений
ГОСТ 8.247 Государственная система обеспечения единства измерений. Метроштоки для измерений уровня нефтепродуктов в горизонтальных резервуарах. Методика поверки
ГОСТ 8.346 Государственная система обеспечения единства измерений. Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические. Методика поверки
ГОСТ 8.570 Государственная система обеспечения единства измерений. Резервуары стальные вертикальные цилиндрические. Методика поверки
ГОСТ 8.600 Государственная система обеспечения единства измерений. Автоцистерны для жидких нефтепродуктов. Методика поверки
ГОСТ 12.1.030 Система стандартов безопасности труда. Электробезопасность. Защитное заземление, зануление
ГОСТ 33 Нефтепродукты. Прозрачные и непрозрачные жидкости. Определение кинематической вязкости и расчет динамической вязкости
ГОСТ 400 Термометры стеклянные для испытаний нефтепродуктов. Технические условия
ГОСТ 1756 Нефтепродукты. Определение давления насыщенных паров
ГОСТ 2477 Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды
ГОСТ 2517 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб
ГОСТ 3900 Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности
ГОСТ 6370 Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей
ГОСТ 7502 Рулетки измерительные металлические. Технические условия
ГОСТ 13196 Устройства автоматизации резервуарных парков. Средства измерения уровня и отбора проб нефти и нефтепродуктов. Общие технические требования и методы испытаний
ГОСТ 18481 Ареометры и цилиндры стеклянные. Общие технические условия
ГОСТ 21534 Нефть. Методы определения содержания хлористых солей
ГОСТ 28498 Термометры жидкостные стеклянные. Общие технические требования. Методы испытаний
ГОСТ 30414 Весы для взвешивания транспортных средств в движении. Общие технические требования
ГОСТ 31378 Нефть. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.563 Государственная система обеспечения единства измерений. Методики (методы) измерений
ГОСТ Р 8.580 Государственная система обеспечения единства измерений. Определение и применение показателей прецизионности методов испытаний нефтепродуктов
ГОСТ Р 8.736 Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения прямые многократные. Методы обработки результатов измерений. Основные положения
ГОСТ Р 51069 Нефть и нефтепродукты. Метод определения плотности, относительной плотности и плотности в градусах API ареометром
ГОСТ Р 51858 Нефть. Общие технические условия
ГОСТ Р 52050 Топливо авиационное для газотурбинных двигателей Джет А-1 (Jet A-1). Технические условия
ГОСТ Р 52340 Нефть. Определение давления паров методом расширения
ГОСТ Р 53228 Весы неавтоматического действия. Часть 1. Метрологические и технические требования. Испытания
ГОСТ Р 54500.1 Неопределенность измерения. Часть 1. Введение в руководства по неопределенности измерения
ГОСТ Р 54500.3 Неопределенность измерения. Часть 3. Руководство по выражению неопределенности измерения
ГОСТ Р 54500.3.1 Неопределенность измерения. Часть 3. Руководство по выражению неопределенности измерения. Дополнение 1. Трансформирование распределений с использованием метода Монте-Карло
ГОСТ Р ИСО 5725-1 Точность (правильность и прецизионность) методов и результатов измерений. Часть 1. Основные положения и определения
ГОСТ Р ИСО 5725-6 Точность (правильность и прецизионность) методов и результатов измерений. Часть 6. Использование значений точности на практике
Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю "Национальные стандарты", который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя "Национальные стандарты" за текущий год. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого стандарта с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого стандарта с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный документ, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку.
3 Термины и определения
В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:
3.1 косвенный метод динамических измерений: Метод динамических измерений, при котором значение массы нефти/нефтепродуктов определяют на основании результатов измерений плотности и объема нефти/нефтепродуктов в трубопроводах.
3.2 косвенный метод статических измерений: Метод статических измерений, при котором значение массы нефти/нефтепродуктов определяют на основании результатов измерений плотности и объема нефти/нефтепродуктов в мерах вместимости, мерах полной вместимости.
3.3 косвенный метод, основанный на гидростатическом принципе: Метод, при котором значение массы нефти/нефтепродуктов определяют на основании результатов измерений гидростатического давления и уровня нефти/нефтепродуктов в мерах вместимости.
3.4 масса балласта: Масса воды, солей и механических примесей в нефти.
3.5 масса брутто нефти: Масса нефти, показатели которой соответствуют ГОСТ Р 51858 и ГОСТ 31378.
3.6 масса нетто нефти: Разность массы брутто нефти и массы балласта.
3.7 мера вместимости: Средство измерений объема нефти/нефтепродуктов, имеющее свидетельство о поверке и утвержденную градуировочную таблицу.
Примечание - К мерам вместимости относятся вертикальные резервуары, горизонтальные резервуары, резервуары (танки) речных и морских наливных судов, железнодорожные цистерны.
3.8 мера полной вместимости: Средство измерений объема нефти/нефтепродуктов, имеющее свидетельство о поверке и оснащенное указателем уровня наполнения.
Примечание - К мерам полной вместимости относятся автоцистерны, прицепы-цистерны, полуприцепы-цистерны.
3.9 прямой метод динамических измерений: Метод, основанный на прямых измерениях массы нефти/нефтепродуктов с применением преобразователей массового расхода в трубопроводах.
3.10 прямой метод статических измерений: Метод, основанный на прямых измерениях массы нефти/нефтепродуктов с применением весов.
3.11 стандартные условия: Условия, соответствующие температуре нефти/нефтепродуктов 15°С или 20°С и избыточному давлению, равному нулю.
4 Сокращения
В настоящем стандарте применены следующие сокращения:
ПП - преобразователь плотности;
СИ - средство измерений;
СИКН - система измерений количества и показателей качества нефти;
СИКНП - система измерений количества и показателей качества нефтепродуктов;
СОИ - система обработки информации.
5 Основные положения
5.1 Для измерений массы брутто и нетто нефти и массы нефтепродуктов, транспортируемых по трубопроводам, применяют:
а) косвенный метод динамических измерений;
б) прямой метод динамических измерений.
5.2 Для измерений массы нефти/нефтепродуктов в мерах вместимости и мерах полной вместимости применяют:
а) прямой метод статических измерений;
б) косвенный метод статических измерений;
в) косвенный метод, основанный на гидростатическом принципе.
5.3 Нефть должна соответствовать ГОСТ Р 51858 или ГОСТ 31378.
6 Обеспечение единства измерений
При измерениях массы нефти/нефтепродуктов применяют СИ, СИКН/СИКНП утвержденного типа в соответствии с административным регламентом [1], прошедшие поверку в соответствии с [2].
7 Требования к квалификации персонала
7.1 К выполнению работ должны допускаться лица не моложе 18 лет, имеющие квалификацию оператора товарного не ниже 4 разряда в соответствии с [3], соответствующую выполняемой работе, прошедшие в установленном порядке обязательный медицинский осмотр (обследование) и не имеющие медицинских противопоказаний, прошедшие вводный инструктаж по охране труда и пожарной безопасности, первичный инструктаж на рабочем месте по охране труда, первичный инструктаж по пожарной безопасности, обучение и проверку знаний требований охраны труда и методов оказания первой доврачебной помощи пострадавшим, стажировку и допуск к самостоятельной работе.
7.2 Допущенный к работе персонал должен знать эксплуатационную документацию на СИ и вспомогательные устройства и уметь выполнять операции, предусмотренные настоящим стандартом.
8 Требования безопасности
8.1 При выполнении работ должны соблюдаться требования охраны труда, промышленной и пожарной безопасности.
8.2 Пожарная безопасность и взрывобезопасность должны обеспечиваться в соответствии с [4] и [5].
8.3 Применяемое электрооборудование должно быть надежно заземлено в соответствии с ГОСТ 12.1.030.
8.4 Применяемое электрооборудование должно иметь сертификат соответствия (декларацию о соответствии) требованиям технических регламентов или заключение экспертизы промышленной безопасности.
8.5 СИ, электрооборудование и вспомогательные устройства должны использоваться в соответствии с руководствами (инструкциями) по эксплуатации.
8.6 Конструкция СИ, электрооборудования и вспомогательных устройств должны обеспечивать возможность удобного и безопасного выполнения операций с применением средств индивидуальной защиты.
8.7 При возникновении неисправностей, аварийной разгерметизации оборудования работы должны быть прекращены. Возобновление работ допускается только после выявления и устранения причин их возникновения.
9 Требования охраны окружающей среды
Безопасность окружающей среды должна обеспечиваться отсутствием неконтролируемых утечек нефти/нефтепродуктов во время измерений.
10 Измерение массы нефти и нефтепродуктов косвенным методом динамических измерений
10.1 Требования к погрешности измерений
10.1.1 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти и массы нефтепродуктов составляют ±0,25%.
10.1.2 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти составляют ±0,35%.
10.2 Требования к средствам измерений и вспомогательным устройствам
10.2.1 Для выполнения измерений применяют:
а) СИКН с пределами допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти ±0,25% и массы нетто нефти ±0,35%;
б) СИКНП с пределами допускаемой относительной погрешности измерений массы нефтепродуктов ±0,25%.
10.2.2 Для выполнения измерений допускается применять следующие СИ, используемые автономно или в составе СИКН/СИКНП:
а) преобразователи объемного расхода с пределами допускаемой относительной погрешности ±0,15%;
б) преобразователи давления с электрическим выходным сигналом с пределами допускаемой приведенной погрешности ±0,5%;
в) преобразователи температуры с электрическим выходным сигналом с пределами допускаемой абсолютной погрешности ±0,3°С;
д) поточные преобразователи вязкости с пределами допускаемой приведенной погрешности ±1%;
е) преобразователи влагосодержания в нефти с пределами допускаемой абсолютной погрешности ±0,1%.
10.2.3 При отказе (отсутствии) преобразователей давления, преобразователей температуры, поточных ПП, поточных преобразователей вязкости допускается применять:
а) манометры с классом точности не ниже 0,6;
б) термометры с пределами допускаемой абсолютной погрешности ±0,2°С;
г) автоматические лабораторные СИ вязкости с пределами допускаемой приведенной погрешности ±1% или СИ по ГОСТ 33.
10.2.4 СИ и вспомогательные устройства, используемые в испытательной (аналитической) лаборатории для определения:
а) массовой доли воды в нефти - по ГОСТ 2477;
б) массовой доли хлористых солей в нефти - по ГОСТ 21534;
в) массовой доли механических примесей в нефти - по ГОСТ 6370.
10.2.5 В качестве вспомогательных устройств для СИ, используемых автономно, применяют:
а) пробозаборное устройство;
б) автоматический пробоотборник;
в) ручной пробоотборник с диспергатором.
10.2.6 Диапазоны измерений СИ должны обеспечивать возможность измерений величин во всем интервале значений.
10.2.7 Программное обеспечение, применяемое для измерений, регистрации и обработки результатов измерений, должно быть защищено от несанкционированной настройки и вмешательства, которые могут привести к искажению результатов измерений, их регистрации и обработки.
10.3 Требования к условиям измерений на объектах измерений
10.3.1 Расход нефти/нефтепродуктов через преобразователи объемного расхода (турбинные, ультразвуковые, роторные, лопастные) должен находиться в пределах рабочего диапазона расхода, указанного в свидетельстве о поверке.
10.3.3 Условия применения СИКН, СИКНП и СИ должны соответствовать условиям эксплуатации, указанным в эксплуатационной документации.
10.4 Подготовка к выполнению измерений
При подготовке к выполнению измерений выполняют следующие операции:
а) СИКН, СИКНП и СИ подготавливают к выполнению измерений в соответствии с эксплуатационной документацией;
б) проверяют наличие действующих свидетельств о поверке СИКН, СИКНП, СИ, целостность пломб и/или клейм СИ;
в) проверяют выполнение условий измерений согласно 10.3.
10.5 Порядок выполнения измерений
10.5.1 При косвенном методе динамических измерений должны выполняться следующие операции:
а) измерение объема нефти/нефтепродуктов;
б) измерение плотности нефти/нефтепродуктов;
в) измерение давления и температуры нефти/нефтепродуктов;
г) определение составляющих балласта нефти.
10.5.2 Если вязкость нефти влияет на характеристики преобразователей объемного расхода, необходимо контролировать диапазон вязкости, в котором работает преобразователь объемного расхода. Вязкость нефти измеряют с периодичностью, установленной стандартами организации.
10.5.3 При отказе (отсутствии) поточных ПП плотность нефти/нефтепродуктов измеряют по ГОСТ 3900 или ГОСТ Р 51069 и [6]. Коэффициенты объемного расширения и сжимаемости нефти/нефтепродуктов определяют в соответствии с [7]. Допускается проводить измерение плотности нефти/нефтепродуктов по методикам измерений, аттестованным в соответствии с ГОСТ Р 8.563.
10.5.4 При отсутствии или отказе поточного вискозиметра кинематическую вязкость нефти/нефтепродуктов определяют по ГОСТ 33 при температуре нефти/нефтепродуктов в СИ объемного расхода.
10.5.5 Отбор проб выполняют по ГОСТ 2517.
10.5.6 Массу нетто нефти вычисляют как разность массы брутто нефти и массы балласта. Массу балласта вычисляют как общую массу воды, солей и механических примесей в нефти.
10.5.7 Массовую долю воды в нефти определяют с применением преобразователя влагосодержания или по ГОСТ 2477. Массовую долю хлористых солей в нефти определяют по ГОСТ 21534. Массовую долю механических примесей в нефти определяют по ГОСТ 6370.
10.5.8 Массовую долю воды, хлористых солей, механических примесей в нефти в испытательной (аналитической) лаборатории определяют с использованием проб, отбираемых автоматическими пробоотборниками или вручную в соответствии с ГОСТ 2517.
10.6 Обработка результатов измерений
10.6.1 При применении СИКН/СИКНП обработку результатов измерений осуществляют с применением СОИ в составе СИКН/СИНКП*. При применении автономных СИ обработку результатов измерений осуществляют с применением аттестованного программного обеспечения либо вручную в соответствии с алгоритмом, приведенным в настоящем стандарте.
K - поправочный коэффициент на температурное расширение стекла для ареометров, определяемый по [6], [7]. При измерении плотности с помощью лабораторного плотномера его принимают равным единице.
10.6.10 Формулы (10.8), (10.9) применяют при разности температур при измерениях плотности и объема нефти/нефтепродуктов не более 15°С. При разности температур при измерениях плотности и объема нефти/нефтепродуктов более 15°С вычисления проводят при приведении результатов к стандартным условиям.
где т - масса брутто нефти, т, вычисляемая по формуле (10.7) или (10.8), или (10.9) в зависимости от применяемых СИ и условий измерений;
10.7 Оформление результатов измерений
Оформление результатов измерений при применении СИКН/СИКНП осуществляется с применением СОИ в составе СИКН/СИНКП*. При применении автономных СИ обработка результатов измерений осуществляется с применением аттестованного программного обеспечения либо вручную в соответствии с алгоритмом, приведенным в настоящем стандарте.
10.8 Определение погрешности результатов измерений
G - коэффициент, вычисляемый по формуле
10.8.4 Оценивание погрешности измерений массы нефти/нефтепродуктов должно осуществляться с учетом [8].
10.8.5 Формы представления и способы округления результатов вычислений должны соответствовать [9].
10.8.6 Погрешность измерений массы нефти/нефтепродуктов допускается оценивать вычислением неопределенности измерений массы нефти/нефтепродуктов по ГОСТ Р 54500.1, ГОСТ Р 54500.3, ГОСТ Р 54500.3.1, а также определением точности (правильности и прецизионности) по ГОСТ Р ИСО 5725-1, ГОСТ Р ИСО 5725-6 для показателей качества нефти/нефтепродуктов, используемых для расчета их массы.
10.8.7 Рассчитанные значения допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто и нетто нефти и массы нефтепродуктов сравнивают со значениями, приведенными в 10.1.
11 Измерение массы нефти и нефтепродуктов прямым методом динамических измерений
11.1 Требования к погрешности измерений
11.1.1 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти и массы нефтепродуктов составляют ±0,25%.
11.1.2 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти составляют ±0,35%.
11.2 Требования к средствам измерений и вспомогательным устройствам
11.2.1 Для выполнения измерений применяют:
а) СИКН с пределами допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти ±0,25% и массы нетто нефти ±0,35%.
б) СИКНП с пределами допускаемой относительной погрешности измерений массы нефтепродуктов ±0,25%.
11.2.2 Для выполнения измерений допускается применять следующие СИ, используемые автономно:
а) преобразователи массового расхода с пределами допускаемой относительной погрешности ±0,25%;
б) преобразователи давления с электрическим выходным сигналом с пределами допускаемой приведенной погрешности ±0,5%;
в) преобразователи влагосодержания в нефти с пределами допускаемой абсолютной погрешности ±0,1%.
11.2.3 При отказе (отсутствии) преобразователей давления, преобразователей температуры допускается применять:
а) манометры с классом точности не ниже 0,6;
11.2.4 СИ и вспомогательные устройства, используемые в испытательной (аналитической) лаборатории для определения:
а) массовой доли воды в нефти - по ГОСТ 2477;
б) массовой доли хлористых солей в нефти - по ГОСТ 21534;
в) массовой доли механических примесей в нефти - по ГОСТ 6370.
11.2.5 В качестве вспомогательных устройств для СИ, используемых автономно, должны применяться:
а) пробозаборное устройство;
б) автоматический пробоотборник;
в) ручной пробоотборник с диспергатором.
11.2.6 Диапазоны измерений СИ должны обеспечивать возможность измерений величин во всем интервале значений.
11.2.7 Программное обеспечение, применяемое для измерений, регистрации и обработки результатов измерений, должно быть защищено от несанкционированной настройки и вмешательства, которые могут привести к искажению результатов измерений, их регистрации и обработки.
11.3 Требования к условиям измерений на объектах
11.3.1 Расход нефти/нефтепродуктов через преобразователи массового расхода должен находиться в пределах рабочего диапазона расхода, указанного в свидетельстве о поверке.
11.3.3 Условия применения СИКН, СИКНП и СИ должны соответствовать условиям эксплуатации, указанным в эксплуатационной документации.
11.4 Подготовка к выполнению измерений
11.4.1 При подготовке к выполнению измерений выполняют следующие операции:
а) проводят подготовку СИКН, СИКНП и СИ к выполнению измерений в соответствии с эксплуатационной документацией;
б) проверяют наличие действующих свидетельств о поверке СИКН, СИКНП, СИ, целостность пломб и/или клейм СИ;
в) проверяют выполнение условий измерений согласно 11.3.
11.5 Порядок выполнения измерений
11.5.1 При прямом методе динамических измерений массу брутто нефти и массу нефтепродуктов измеряют непосредственно с применением преобразователей массового расхода.
11.5.2 Массу нетто нефти вычисляют как разность массы брутто нефти и массы балласта. Массу балласта вычисляют как общую массу воды, солей и механических примесей в нефти.
11.5.3 Массовую долю воды в нефти определяют с применением преобразователя влагосодержания или по ГОСТ 2477. Массовую долю хлористых солей в нефти определяют по ГОСТ 21534. Массовую долю механических примесей в нефти определяют по ГОСТ 6370.
11.5.4 Допускается проводить измерения массовой доли воды, хлористых солей, механических примесей с применением измерительных преобразователей.
11.5.5 Массовую долю воды, хлористых солей, механических примесей в нефти в испытательной лаборатории определяют с использованием проб, отбираемых автоматическими пробоотборниками или вручную в соответствии с ГОСТ 2517.
11.6 Обработка результатов измерений
11.6.1 При применении СИКН/СИКНП обработка результатов измерений осуществляется с применением СОИ в составе СИКН/СИНКП*. При применении автономных СИ обработка результатов измерений осуществляется с применением аттестованного программного обеспечения либо вручную в соответствии с алгоритмом, приведенным в настоящем стандарте.
11.6.2 При прямом методе динамических измерений массу брутто нефти и массу нефтепродуктов измеряют при помощи преобразователя массового расхода.
где т - масса брутто нефти, т;
11.7 Оформление результатов измерений
Оформление результатов измерений при применении СИКН/СИКНП осуществляется с применением СОИ в составе СИКН/СИНКП*. При применении автономных СИ обработка результатов измерений осуществляется с применением аттестованного программного обеспечения либо вручную в соответствии с алгоритмом, приведенным в настоящем стандарте.
Результаты измерений уровня, температуры и плотности нефти/нефтепродуктов, вычислений массы нефти/нефтепродуктов заносят в журналы регистрации измерений и акты, оформленные в соответствии со стандартами организаций.
11.8 Определение погрешности результатов измерений
11.8.1 При прямом методе динамических измерений погрешностью измерений массы брутто нефти и массы нефтепродуктов следует считать погрешность преобразователя массового расхода.
11.8.3 Оценивание погрешности измерений массы нефти/нефтепродуктов при прямых методах динамических измерений массы нефти/нефтепродуктов проводят по ГОСТ Р 8.736 и [10].
11.8.4 Формы представления и способы округления результатов вычислений должны соответствовать [9].
11.8.5 Погрешность измерений массы нефти/нефтепродуктов допускается оценивать вычислением неопределенности измерений массы нефти/нефтепродуктов по ГОСТ Р 54500.1, ГОСТ Р 54500.3, ГОСТ Р 54500.3.1, а также определением точности (правильности и прецизионности) по ГОСТ Р ИСО 5725-1, ГОСТ Р ИСО 5725-6 для показателей качества нефти/нефтепродуктов, используемых для расчета его массы.
11.8.6 Рассчитанные значения допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто и нетто нефти и массы нефтепродуктов сравнивают со значениями, приведенными в 11.1.
12 Измерение массы нефти и нефтепродуктов косвенным методом статических измерений
12.1 Требования к погрешности измерений
12.1.1 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти и массы нефтепродуктов составляют:
а) ±0,65% - при массе нефти и нефтепродуктов до 120 т;
б) ±0,50% - при массе нефти и нефтепродуктов 120 т и более.
12.1.2 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти составляют:
а) ±0,75% - при массе нефти до 120 т;
б) ±0,60% - при массе нефти 120 т и более.
12.2 Требования к средствам измерений и вспомогательным устройствам
12.2.1 Для выполнения измерений должны применяться следующие СИ:
а) меры вместимости с погрешностью по методике поверки;
б) меры полной вместимости c погрешностью по методике поверки;
г) преобразователи температуры (в т.ч. входящие в состав стационарных уровнемеров, переносного электронного измерителя уровня или плотномера) с пределами допускаемой абсолютной погрешности ±0,3°С;
д) стационарный уровнемер или переносной электронный измеритель уровня или электронная рулетка с пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений уровня ±3 мм;
е) СОИ (при наличии автоматизированной системы учета нефти/нефтепродуктов в резервуарах).
12.2.2 Для выполнения измерений допускается применять измерительные каналы уровня и температуры нефти/нефтепродукта, уровня подтоварной воды автоматизированной системы учета нефти/нефтепродуктов в резервуарах, соответствующие 12.1.
12.2.3 При отказе (отсутствии) ПП (лабораторного, переносного), преобразователей температуры, стационарного уровнемера, переносного электронного измерителя уровня или электронной рулетки допускается применять следующие СИ:
б) термометры стеклянные по ГОСТ 28498, ГОСТ 400 с пределами допускаемой абсолютной погрешности ±0,2°С;
в) рулетки измерительные с грузом (лотом) 3 класса точности по ГОСТ 7502 с ценой деления 1 мм или метроштоки по ГОСТ 8.247 с ценой деления 1 мм с допускаемым отклонением общей длины шкалы по всей длине шкалы ±2 мм.
12.2.4 СИ и вспомогательные устройства, используемые в испытательной (аналитической) лаборатории для определения:
а) массовой доли воды в нефти - по ГОСТ 2477;
б) массовой доли хлористых солей в нефти - по ГОСТ 21534;
в) массовой доли механических примесей в нефти - по ГОСТ 6370.
12.2.5 В качестве вспомогательных устройств должны применяться:
а) переносной или стационарный пробоотборники по ГОСТ 2517, ГОСТ 13196;
б) водочувствительная паста или лента для определения уровня подтоварной воды;
в) бензочувствительная паста для определения уровня нефтепродукта;
г) испытательное оборудование и материалы, используемые в испытательной (аналитической) лаборатории для определения плотности, - в соответствии с ГОСТ 3900 или ГОСТ Р 51069, или [6].
12.2.6 Диапазоны измерений СИ должны обеспечивать возможность измерений величин во всем интервале значений.
12.3 Требования к условиям измерений на объектах измерений
12.3.1 Условия применения СИ, испытательного оборудования и технических средств должны соответствовать условиям эксплуатации, указанным в эксплуатационной документации.
12.3.2 Выполнение измерений плотности нефти/нефтепродуктов в лаборатории проводят при следующих климатических условиях:
а) температура окружающего воздуха - (20±5)°С;
б) атмосферное давление - (101,3±4) КПа;
в) относительная влажность воздуха - от 30% до 80%.
12.3.3 Выполнение измерений плотности нефти/нефтепродукта в испытательной (аналитической) лаборатории проводят в соответствии с требованиями ГОСТ 3900, ГОСТ Р 51069 или [6].
12.4 Подготовка к выполнению измерений
При подготовке к выполнению измерений выполняют следующие операции:
а) проводят подготовку СИ к выполнению измерений в соответствии с эксплуатационной документацией;
б) проверяют наличие действующих свидетельств о поверке СИ, целостность пломб и/или клейм СИ;
в) проверяют выполнение условий измерений согласно 12.3.
12.5 Порядок выполнения измерений
12.5.1 Общие требования
12.5.1.1 При измерении массы нефти/нефтепродуктов в мерах вместимости выполняют следующие операции:
а) проверка базовой высоты (для резервуаров и резервуаров (танков) речных и морских судов);
б) измерение уровня нефти/нефтепродуктов;
в) измерение уровня подтоварной воды;
г) отбор пробы;
д) измерение температуры и плотности нефти/нефтепродуктов;
е) определение балласта нефти.
12.5.1.2 При измерении массы нефти/нефтепродуктов в мерах полной вместимости выполняют следующие операции:
а) определение объема нефти/нефтепродуктов по свидетельству о поверке меры полной вместимости;
б) отбор пробы;
в) измерение температуры и плотности нефти/нефтепродуктов;
г) определение балласта нефти.
12.5.1.3 Определение вместимости при применении косвенного метода статических измерений и косвенного метода, основанного на гидростатическом принципе, проводят по следующим нормативным документам:
а) вместимость стальных вертикальных цилиндрических резервуаров - по ГОСТ 8.570;
б) вместимость стальных горизонтальных цилиндрических резервуаров - по ГОСТ 8.346;
в) вместимость железобетонных резервуаров - по методикам (методам) измерений, соответствующим ГОСТ Р 8.563, и документам на методику поверки, соответствующим [11];
г) вместимость железнодорожных цистерн - по документам на методику поверки, соответствующим [11];
д) вместимость автоцистерн - по ГОСТ 8.600;
е) вместимость резервуаров (танков) речных и морских судов - по документам на методику поверки, соответствующим [11].
12.5.2 Проверка базовой высоты мер вместимости
12.5.2.1 Проверка базовой высоты проводится для резервуаров и резервуаров (танков) речных и морских судов.
12.5.2.2 Допускается совмещать проверку базовой высоты с измерением уровня нефти/нефтепродуктов.
12.5.2.3 Ленту рулетки и метрошток до и после измерений протирают ветошью насухо.
12.5.2.4 Базовую высоту мер вместимости проверяют перед каждым измерением уровня.
12.5.2.5 Базовую высоту мер вместимости измеряют измерительной рулеткой с грузом (лотом), метроштоком.
12.5.2.6 Измерение базовой высоты проводят дважды. Если результаты измерений отличаются не более чем на 1 мм, то в качестве результата измерений принимают их среднее значение. Если полученное расхождение составляет более 1 мм, то измерения повторяют еще дважды и вычисляют среднее значение из трех наиболее близких измерений.
12.5.3 Измерение уровня нефти и нефтепродуктов в мерах вместимости
12.5.3.1 Уровень нефти/нефтепродукта в мерах вместимости Н измеряют с помощью измерительной рулетки с грузом (лотом), метроштоком, стационарным уровнемером или переносным электронным измерителем уровня. Показания считывают с точностью до 1 мм.
12.5.3.2 Измерительную ленту рулетки с грузом (лотом) следует опускать медленно, не допуская волн на поверхности нефти/нефтепродуктов и ударов о днище меры вместимости. Лента рулетки должна находиться все время в натянутом состоянии. Измерения проводят при установившемся уровне нефти/нефтепродукта. Поднимают ленту рулетки строго вертикально, не допуская смещения в сторону, чтобы избежать искажения линии смачивания на измерительной ленте.
12.5.3.3 Метрошток следует опускать плавно до днища (базового столика), не допуская волн на поверхности нефти/нефтепродуктов и ударов о днище меры вместимости. Поднимать метрошток следует плавно и быстро, не допуская его смещения в сторону для исключения искажения линии смачивания. Считывание показаний должно производиться так, чтобы линия смачивания находилась на уровне глаз.
12.5.3.4 Ленту рулетки или метрошток до и после измерений необходимо протереть ветошью насухо.
12.5.3.5 При измерении уровня нефти/нефтепродукта рекомендуется наносить на измерительную ленту рулетки или метрошток водочувствительную (бензочувствительную) пасту или ленту. При этом измерения проводят с учетом требований инструкции по использованию водочувствительной (бензочувствительной) пасты или ленты.
12.5.3.6 Измерения уровня нефти/нефтепродуктов в мере вместимости проводят дважды. Если результаты измерений отличаются не более чем на 1 мм, то в качестве результата измерений уровня принимают их среднее значение. Если полученное расхождение составляет более 1 мм, то измерения повторяют еще дважды и вычисляют среднее значение из трех наиболее близких измерений.
12.5.3.7 Измерение уровня нефти/нефтепродуктов по высоте пустоты меры вместимости с помощью измерительной рулетки или метроштока проводится в следующей последовательности:
а) опускают ленту рулетки с грузом (лотом) медленно в нефть/нефтепродукты, не допуская отклонения груза (лота) от вертикального положения, не задевая за внутреннее оборудование, сохраняя спокойное состояние поверхности нефти/нефтепродуктов и не допуская волн;
б) первый отсчет (верхний) берут по рулетке на уровне риски планки замерного люка (верхней образующей замерного люка). Затем рулетку поднимают строго вертикально, не допуская смещения в сторону, и берут отсчет на месте смоченной части ленты нефтью/нефтепродуктами (нижний отсчет);
в) отсчет по ленте рулетки проводят сразу после появления смоченной части ленты рулетки над измерительным люком с точностью до 1 мм;
г) измерения высоты пустоты в каждой мере вместимости проводят дважды. Если результаты измерений отличаются не более чем на 1 мм, то в качестве результата измерений уровня принимают их среднее значение;
д) если полученное расхождение измерений составляет более 1 мм, то измерения повторяют еще дважды и берут среднее значение из трех наиболее близких измерений;
е) высоту пустоты меры вместимости находят как разность верхнего и нижнего отсчетов по рулетке.
12.5.3.8 Уровень нефти/нефтепродуктов по высоте пустоты резервуаров с плавающей крышей вычисляют по формуле
12.5.3.9 Уровень нефти/нефтепродуктов в мере вместимости определяют вычитанием полученного значения высоты пустоты из величины базовой высоты меры вместимости, определенной при поверке (градуировке) меры вместимости.
12.5.3.10 Переносной электронный измеритель уровня используют в соответствии с руководством по эксплуатации. Показания считывают с дисплея переносного электронного измерителя уровня.
12.5.3.11 Стационарный уровнемер используют в соответствии с руководством по эксплуатации. Значение уровня нефти/нефтепродуктов определяют по дисплею стационарного уровнемера или автоматизированного рабочего места оператора.
12.5.3.12 Результат измерения уровня нефти/нефтепродуктов в мере вместимости округляют до целого значения.
12.5.4 Измерение уровня подтоварной воды в мерах вместимости
12.5.4.2 Водочувствительную ленту в натянутом виде прикрепляют к свободной поверхности груза (лота) с двух противоположных сторон.
12.5.4.3 Водочувствительную пасту наносят тонким слоем на свободную поверхность груза (лота) полосками с двух противоположных сторон.
12.5.4.4 Рулетку с грузом (лотом) с водочувствительной пастой или прикрепленной водочувствительной лентой выдерживают в мере вместимости неподвижно в течение 2-3 мин до полного растворения водочувствительного слоя. Время выдержки может быть иным, если это предусмотрено технической документацией на водочувствительную пасту или ленту.
12.5.4.5 Измерение уровня подтоварной воды в каждой мере вместимости проводят дважды. Если результаты измерений отличаются не более чем на 1 мм, то в качестве результата измерений уровня принимают их среднее значение, если полученное расхождение более 1 мм, то измерения повторяют еще дважды и берут среднее значение из трех наиболее близких измерений.
12.5.4.6 Измерения уровня подтоварной воды повторяют, если на ленте или пасте он обозначен нечетко, косой линией или на неодинаковой высоте с обеих сторон, что указывает на наклонное положение груза (лота) при выполнении измерений.
12.5.4.7 Размытая грань является следствием отсутствия резкой границы раздела между водой и нефтью/нефтепродуктом и свидетельствует о наличии водоэмульсионного слоя. В этом случае измерения повторяют после отстоя и расслоения эмульсии.
12.5.4.8 Переносной электронный измеритель уровня используют в соответствии с руководством по эксплуатации. Зонд следует опускать и поднимать медленно, не допуская волн на поверхности нефти/нефтепродуктов. Показания считывают с дисплея переносного электронного измерителя уровня.
12.5.4.9 Допускается измерение уровня подтоварной воды производить одновременно с измерением уровня нефти/нефтепродуктов в мерах вместимости.
12.5.4.10 Результат измерения уровня подтоварной воды в мерах вместимости округляют до целого значения и заносят в журнал регистрации показаний СИ и вычислений массы нефти/нефтепродуктов.
12.5.5 Отбор пробы в мерах вместимости и мерах полной вместимости
12.5.5.1 Пробу нефти/нефтепродуктов в мерах вместимости и мерах полной вместимости отбирают в соответствии с ГОСТ 2517.
12.5.5.2 Упаковка, маркировка и хранение проб нефти/нефтепродуктов осуществляется в соответствии с ГОСТ 2517.
12.5.6 Измерение температуры нефти и нефтепродуктов в мерах вместимости и мерах полной вместимости
12.5.6.1 При отборе объединенной пробы в один прием стационарными пробоотборниками среднюю температуру нефти/нефтепродуктов измеряют термометром в объединенной пробе. Измерение температуры проводят непосредственно в пробоприемнике (термостатическом цилиндре). Термометр погружают в нефть/нефтепродукты на глубину, указанную в паспорте на данный термометр, и выдерживают в пробе до принятия столбиком ртути постоянного положения.
12.5.6.2 При отборе точечных проб переносным пробоотборником температуру нефти/нефтепродуктов измеряют термометром в пробе в течение 1-3 мин после ее отбора, при этом переносной пробоотборник выдерживают на уровне отбираемой пробы в течение не менее 5 минут. Термометр погружают в пробоотборник с нефтью/нефтепродуктами на глубину, указанную в паспорте на данный термометр, и выдерживают в пробе до принятия столбиком ртути постоянного положения.
12.5.6.3 Температуру нефти/нефтепродуктов с помощью преобразователя температуры определяют путем погружения его в меру вместимости и меру полной вместимости с нефтью/нефтепродуктом в точках отбора проб по ГОСТ 2517. При этом преобразователь температуры выдерживают на уровне отбираемой пробы в течение времени, установленного в эксплуатационной документации на преобразователь температуры.
12.5.7 Измерение плотности нефти и нефтепродуктов в мерах вместимости и мерах полной вместимости
12.5.7.1 Плотность нефти/нефтепродуктов в лаборатории измеряют лабораторным ПП или ареометром по ГОСТ 3900 или по ГОСТ Р 51069, [6] по объединенной пробе нефти/нефтепродуктов, отобранной из меры вместимости и меры полной вместимости. Допускается проводить измерение плотности нефти/нефтепродуктов по методикам измерений, аттестованным в соответствии с ГОСТ Р 8.563.
12.5.7.2 Плотность нефти/нефтепродуктов измеряют ареометром или лабораторным ПП в объединенной пробе, составленной смешением точечных проб по ГОСТ 2517.
12.5.7.3 Допускается измерение плотности нефти/нефтепродукта в мере вместимости и мере полной вместимости переносным ПП в соответствии с его руководством по эксплуатации. Измерение плотности нефти/нефтепродуктов проводят в точках отбора проб по ГОСТ 2517.
12.5.8 Определение балласта нефти в мерах вместимости и мерах полной вместимости
12.5.8.1 Массовую долю воды в нефти определяют с применением преобразователя влагосодержания или по ГОСТ 2477. Массовую долю хлористых солей в нефти определяют по ГОСТ 21534. Массовую долю механических примесей в нефти определяют по ГОСТ 6370. Допускается проводить измерения массовой доли воды, хлористых солей, механических примесей с применением измерительных преобразователей по аттестованным методикам измерений.
12.5.8.2 Массовую долю воды, хлористых солей, механических примесей в нефти в испытательной лаборатории определяют с использованием проб, отбираемых автоматическими пробоотборниками или вручную в соответствии с ГОСТ 2517.
12.6 Обработка результатов измерений
12.6.1 Обработка результатов измерений осуществляется с применением аттестованного программного обеспечения либо вручную в соответствии с алгоритмом, приведенным в настоящем стандарте. При наличии автоматизированной системы учета нефти/нефтепродуктов в резервуарах обработка результатов измерений осуществляется с применением СОИ.
12.6.2 Объем нефти/нефтепродуктов в мерах полной вместимости определяют по свидетельству о поверке меры полной вместимости.
а) резервуаров с понтоном по формуле
б) мер вместимости с плавающей крышей по формуле
n - число отверстий.
12.6.7 При наличии преобразователей температуры, равномерно расположенных по высоте меры вместимости, среднюю температуру нефти/нефтепродуктов Т, °С, вычисляют по показаниям датчиков по формуле
j - порядковый номер датчика температуры, расположенного ниже уровня заполнения меры вместимости;
n - число преобразователей температуры, расположенных ниже уровня заполнения меры вместимости.
К - поправочный коэффициент на температурное расширение стекла для ареометров, вычисляемый по [6], [7]. При измерении плотности с применением ПП его принимают равным 1.
12.6.10 Плотность нефти/нефтепродуктов при проведении учетных операций может быть приведена к плотности при стандартной температуре 15°С или 20°С по [12]-[15], [7].
12.6.11 При проведении учетных операций плотность нефти/нефтепродуктов при стандартной температуре 20°С допускается приводить к плотности нефти/нефтепродуктов при стандартной температуре 15°С и наоборот по [7].
12.6.13 Массу брутто нефти и массу нефтепродуктов т, т, приведенную к массе при стандартном условии по температуре, вычисляют по формуле
12.6.14 Массу брутто нефти и массу нефтепродуктов т, т, при приведении плотности, измеренной в лаборатории, к плотности при условиях измерений объема нефти/нефтепродуктов в мере вместимости или мере полной вместимости допускается вычислять по формуле
где т - масса брутто нефти, т, вычисленная по формуле (12.14) или (12.15) в зависимости от исходных условий;
12.7 Оформление результатов измерений
Оформление результатов измерений осуществляется с применением программного обеспечения. При наличии автоматизированной системы учета нефти/нефтепродуктов в резервуарах обработка результатов измерений осуществляется с применением СОИ.
12.8 Определение погрешности результатов измерений
12.8.1 Оценивание погрешности результатов измерений массы нефти/нефтепродуктов проводится путем определения пределов допускаемой относительной погрешности измерений массы нефти/нефтепродуктов, находящихся на хранении или сдаваемых (принимаемых).
G - коэффициент, вычисляемый по формуле
12.8.6 Пределы абсолютной погрешности измерений плотности, нормируемые с помощью воспроизводимости и сходимости, определяют в соответствии с ГОСТ Р 8.580.
12.8.13 Абсолютные погрешности измерений массовых долей воды, механических примесей и хлористых солей в нефти определяют по результатам оценивания промежуточных показателей прецизионности и правильности методов измерений в каждой лаборатории, проводящей анализы при учетных операциях, в соответствии с ГОСТ Р ИСО 5725-1, ГОСТ Р ИСО 5725-6.
12.8.14 Допускается до оценивания промежуточных показателей прецизионности и правильности методов измерений в каждой лаборатории определять погрешности измерений в соответствии с ГОСТ Р 8.580.
12.8.15 Оценивание погрешности измерений массы нефти/нефтепродуктов должно осуществляться с учетом [8].
12.8.16 Формы представления и способы округления результатов измерений должны соответствовать [7].
12.8.17 Погрешность измерений массы нефти/нефтепродуктов допускается оценивать вычислением неопределенности измерений массы нефти/нефтепродуктов по ГОСТ Р 54500.1, ГОСТ Р 54500.3, ГОСТ Р 54500.3.1, а также определением точности (правильности и прецизионности) по ГОСТ Р ИСО 5725-1 и ГОСТ Р ИСО 5725-6 для показателей качества нефти/нефтепродуктов, используемых для расчета его массы.
12.8.18 Значение пределов допускаемой относительной погрешности измерений массы нефти/нефтепродуктов, определенное при оценивании погрешности результатов измерений массы сдаваемых (принимаемых) или хранимых нефти/нефтепродуктов, не должно превышать норм погрешности, установленных в 12.1.
13 Измерение массы нефти и нефтепродуктов прямым методом статических измерений
13.1 Требования к погрешности измерений
13.1.1 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти и массы нефтепродуктов составляют:
а) ±0,40% - при прямом методе статических измерений взвешиванием на весах расцепленных цистерн;
б) ±2,50% - при прямом методе статических измерений взвешиванием на весах движущихся нерасцепленных цистерн и составов из них.
13.1.2 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти составляют:
а) ±0,50% - при прямом методе статических измерений взвешиванием на весах расцепленных цистерн;
б) ±2,60% - при прямом методе статических измерений взвешиванием на весах движущихся нерасцепленных цистерн и составов из них.
13.2 Требования к средствам измерений и вспомогательным устройствам
13.2.1 Для выполнения измерений должны применяться следующие СИ:
а) весы для статического взвешивания класса точности не хуже "средний III" по ГОСТ Р 53228 или весы для взвешивания транспортных средств в движении по ГОСТ 30414 с пределами допускаемой относительной погрешности не более ±0,4%;
в) преобразователь температуры (в том числе входящий в состав переносного электронного измерителя уровня или плотномера) с пределами допускаемой абсолютной погрешности ±0,3°С.
13.2.2 При отказе (отсутствии) ПП и преобразователей температуры допускается применять:
б) термометры стеклянные по ГОСТ 28498, ГОСТ 400 с пределами допускаемой абсолютной погрешности ±0,2°С.
13.2.3 СИ и вспомогательные устройства, используемые в испытательной (аналитической) лаборатории для определения:
а) массовой доли воды в нефти - по ГОСТ 2477;
б) массовой доли хлористых солей в нефти - по ГОСТ 21534;
в) массовой доли механических примесей в нефти - по ГОСТ 6370.
13.2.4 В качестве вспомогательных устройств должны применяться:
а) переносной или стационарный пробоотборники по ГОСТ 2517, ГОСТ 13196;
б) испытательное оборудование и материалы, используемые в испытательной (аналитической) лаборатории для определения плотности, - в соответствии с ГОСТ 3900 или ГОСТ Р 51069 или [6].
13.2.5 Диапазоны измерений СИ должны обеспечивать возможность измерений величин во всем интервале значений.
13.3 Требования к условиям измерений на объектах измерений
13.3.1 Условия применения СИ, испытательного оборудования и технических средств должны соответствовать условиям эксплуатации, указанным в эксплуатационной документации.
13.3.2 Выполнение измерений плотности и температуры нефти/нефтепродуктов в лаборатории проводят при следующих климатических условиях:
а) температура окружающего воздуха - (20±5)°С;
б) атмосферное давление - (101,3±4) КПа;
в) относительная влажность воздуха - от 30% до 80%.
13.3.3 При выполнении измерений плотности нефти/нефтепродуктов в испытательной (аналитической) лаборатории соблюдают условия согласно требованиям ГОСТ 3900, ГОСТ Р 51069 или [6].
13.4 Подготовка к выполнению измерений
При подготовке к выполнению измерений выполняют следующие операции:
а) проводят подготовку СИ к выполнению измерений в соответствии с эксплуатационной документацией;
б) проверяют наличие действующих свидетельств о поверке СИ, целостность пломб и/или клейм СИ;
в) проверяют выполнение условий измерений согласно 13.3.
13.5 Порядок выполнения измерений
13.5.1 При измерениях массы нефти/нефтепродуктов в автомобильных цистернах прямым методом статических измерений массу порожней цистерны и массу цистерны с нефтью/нефтепродуктами измеряют на весах.
13.5.2 При измерениях массы нефти/нефтепродуктов при движении в расцепленных железнодорожных цистернах массу порожней цистерны и массу цистерны с нефтью/нефтепродуктами измеряют на весах.
13.5.3 При измерениях массы нефти/нефтепродуктов при движении составов железнодорожных цистерн массу порожнего состава цистерн (без учета массы локомотива) и состава с нефтью/нефтепродуктами (без учета массы локомотива) измеряют посредством пропускания через весы.
Примечание - Исключение массы локомотива из результата измерений массы состава цистерн весами по ГОСТ 30414 выполняется автоматически.
13.5.4 Процедура отбора точечной пробы - по ГОСТ 2517.
13.5.5 Объединенную пробу формируют из точечных проб, число которых должно обеспечивать объем объединенной пробы, достаточный для определения показателей качества.
13.5.6 При последовательном заполнении нескольких железнодорожных цистерн нефтью/нефтепродуктами из одного резервуара точечные пробы отбирают из каждой четвертой цистерны (но не менее чем из двух). При поступлении для взвешивания нескольких железнодорожных цистерн с нефтью/нефтепродуктами, сопровождаемых одним паспортом качества, точечные пробы отбирают из каждой четвертой цистерны (но не менее чем из двух). Объединенную пробу составляют смешением точечных проб пропорционально объемам нефти/нефтепродуктов в цистернах, из которых отобраны пробы (объем определяют по номинальной вместимости цистерн). Температуру нефти/нефтепродуктов измеряют в каждой цистерне, из которой проведен отбор проб.
13.5.7 Плотность нефти/нефтепродуктов в лаборатории измеряют лабораторным ПП или ареометром по ГОСТ 3900 или ГОСТ Р 51069, или [6] по объединенной пробе нефти/нефтепродуктов. Допускается проводить измерение плотности нефти/нефтепродуктов по методикам измерений, аттестованным в соответствии с ГОСТ Р 8.563. При этом плотность нефти/нефтепродуктов приводят к плотности при температуре нефти/нефтепродуктов в цистерне.
13.5.8 Допускается измерение плотности нефти/нефтепродуктов переносным ПП в соответствии с его руководством по эксплуатации. Измерение плотности нефти/нефтепродуктов проводят в точках отбора проб по ГОСТ 2517.
13.5.9 Температуру нефти/нефтепродуктов в цистерне tн, °С, измеряют с применением преобразователя температуры электронного измерителя уровня (измерительного устройства). С этой целью преобразователь температуры через горловину цистерны погружают на уровень, расположенный на высоте 0,33 диаметра цистерны от нижней внутренней образующей. Отсчет температуры проводят после выдержки преобразователя температуры на указанном уровне в течение времени, указанного в эксплуатационной документации на электронный измеритель уровня с преобразователем температуры.
13.5.10 При отсутствии электронного уровнемера с функцией измерения температуры температуру нефти/нефтепродуктов в цистерне определяют по температуре точечной пробы, при этом температуру нефти/нефтепродуктов в цистерне принимают равной температуре точечной пробы. Температуру точечной пробы измеряют стеклянным термометром. Результат измерений округляют до ближайшего деления шкалы.
13.5.11 Массовую долю воды в нефти определяют с применением преобразователя влагосодержания или по ГОСТ 2477. Массовую долю хлористых солей в нефти определяют по ГОСТ 21534. Массовую долю механических примесей в нефти определяют по ГОСТ 6370. Допускается проводить измерения массовой доли воды, хлористых солей, механических примесей с применением измерительных преобразователей по аттестованным методикам измерений.
13.5.12 Массовую долю воды, хлористых солей, механических примесей в нефти в испытательной лаборатории определяют с использованием проб, отбираемых автоматическими пробоотборниками или вручную в соответствии с ГОСТ 2517.
13.6 Обработка результатов измерений
13.6.1 Массу брутто нефти и массу нефтепродуктов т, т, в цистернах вычисляют по формуле
где т - масса брутто нефти, т, вычисленная по формуле 13.1;
13.6.5 Массу нетто нефти в составе цистерн вычисляют суммированием масс нетто нефти в каждой цистерне. Результат вычисления приводят в тоннах с округлением до целого числа.
13.7 Оформление результатов измерений
Оформление результатов измерений осуществляется с применением программного обеспечения. Обработку результатов измерений допускается проводить вручную в соответствии с алгоритмом, приведенным в настоящем стандарте.
13.8 Определение погрешности результатов измерений
13.8.1 При прямом методе статических измерений погрешностью следует считать погрешность измерений массы нефти/нефтепродуктов с помощью весов.
13.8.3 Оценивание погрешности измерений массы нефти/нефтепродуктов с применением весов проводят по [16] с учетом ГОСТ Р 8.736 и [10].
13.8.4 Формы представления и способы округления результатов измерений должны соответствовать [9].
13.8.5 Погрешность измерений массы нефти/нефтепродуктов допускается оценивать вычислением неопределенности измерений массы продукта по ГОСТ Р 54500.1, ГОСТ Р 54500.3, ГОСТ Р 54500.3.1, а также вычислением правильности и прецизионности по ГОСТ Р ИСО 5725-1, ГОСТ Р ИСО 5725-6 для показателей качества продукта, используемых для расчета его массы.
13.8.6 Рассчитанные значения допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто и нетто нефти и массы нефтепродуктов сравнивают со значениями, приведенными в 13.1.
14 Измерение массы нефти и нефтепродуктов косвенным методом, основанным на гидростатическом принципе
14.1 Требования к погрешности измерений
14.1.1 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти и массы нефтепродуктов составляют:
а) ±0,65% - при массе нефти и нефтепродуктов до 120 т;
б) ±0,50% - при массе нефти и нефтепродуктов от 120 т и более.
14.1.2 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти составляют:
а) ±0,75% - при массе нефти до 120 т;
б) ±0,60% - при массе нефти 120 т и более.
14.2 Требования к средствам измерений и вспомогательным устройствам
14.2.1 Для выполнения измерений должны применяться следующие СИ:
а) меры вместимости, поверенные и имеющие утвержденную градуировочную таблицу с относительной погрешностью ±0,25%;
б) стационарный измеритель гидростатического давления с пределами допускаемой основной приведенной погрешности ±0,25%;
в) преобразователь температуры (в том числе входящий в состав переносного электронного измерителя уровня или плотномера) с пределами допускаемой абсолютной погрешности ±0,3°С;
г) стационарный уровнемер или переносной электронный измеритель уровня, или электронная рулетка с пределами допускаемой абсолютной погрешности измерения уровня ±3 мм.
14.2.2 Для выполнения измерений допускается применять измерительные каналы уровня и температуры нефти/нефтепродуктов, уровня подтоварной воды автоматизированной системы учета нефти/нефтепродуктов, соответствующие 14.2.1.
14.2.3 При отказе (отсутствии) преобразователей температуры, стационарных уровнемеров, переносных электронных измерителей уровня, электронных рулеток допускается применять:
а) термометры стеклянные по ГОСТ 28498, ГОСТ 400 с пределами допускаемой абсолютной погрешности ±0,2°С;
б) рулетки измерительные с грузом (лотом) 3 класса точности по ГОСТ 7502 с ценой деления 1 мм или метроштоки по ГОСТ 8.247 с ценой деления 1 мм.
14.2.4 СИ и вспомогательные устройства, используемые в испытательной (аналитической) лаборатории, для определения:
а) массовой доли воды в нефти - по ГОСТ 2477;
б) массовой доли хлористых солей в нефти - по ГОСТ 21534;
в) массовой доли механических примесей в нефти - по ГОСТ 6370.
14.2.5 В качестве вспомогательных устройств должны применяться:
а) переносной или стационарный пробоотборники по ГОСТ 2517, ГОСТ 13196;
б) водочувствительная паста или лента для определения уровня подтоварной воды;
в) бензочувствительная паста для определения уровня нефти/нефтепродуктов;
г) испытательное оборудование и материалы, используемые в испытательной (аналитической) лаборатории по ГОСТ 3900 или ГОСТ Р 51069, или [6].
14.2.6 Диапазоны измерений СИ должны обеспечивать возможность измерений величин во всем интервале значений.
14.3 Требования к условиям измерений на объектах измерений
Условия применения СИ, испытательного оборудования и технических средств должны соответствовать условиям эксплуатации, указанным в эксплуатационной документации.
14.4 Подготовка к выполнению измерений
При подготовке к выполнению измерений выполняют следующие операции:
а) проводят подготовку СИ к выполнению измерений в соответствии с эксплуатационной документацией;
б) проверяют наличие действующих свидетельств о поверке СИ, целостность пломб и/или клейм СИ.
14.5 Порядок выполнения измерений
14.5.1 При косвенном методе, основанном на гидростатическом принципе, массу нетто нефти и массу нефтепродуктов вычисляют по результатам:
а) измерения гидростатического давления столба нефти/нефтепродуктов;
б) измерения уровня нефти/нефтепродуктов;
в) измерения уровня подтоварной воды;
г) измерения температуры нефти/нефтепродуктов;
д) вычисления массы брутто нефти и массы нефтепродуктов.
14.5.2 Определение вместимости при применении косвенного метода, основанного на гидростатическом принципе, проводят по следующим нормативным документам:
а) вместимость стальных вертикальных цилиндрических резервуаров - по ГОСТ 8.570;
б) вместимость горизонтальных цилиндрических резервуаров - по ГОСТ 8.346;
в) вместимость железобетонных резервуаров - по методикам (методам) измерений, соответствующим ГОСТ Р 8.563, и документам на методику поверки, соответствующим [11];
г) вместимость железнодорожных цистерн - по документам на методику поверки, соответствующим [11];
д) вместимость резервуаров (танков) речных и морских судов - по документам на методику поверки, соответствующим [11].
14.5.3 Измерение уровня и объема нефти/нефтепродуктов проводится в соответствии с 12.5.
14.5.4 Температуру нефти/нефтепродуктов с применением преобразователя температуры определяют в точках отбора проб по ГОСТ 2517. При этом преобразователь температуры выдерживают на уровне отбираемой пробы в течение времени, установленного в эксплуатационной документации на преобразователь температуры.
14.5.5 Отбор проб нефти/нефтепродуктов проводят по ГОСТ 2517.
14.5.6 Массовую долю воды в нефти определяют с применением преобразователя влагосодержания или по ГОСТ 2477. Массовую долю хлористых солей в нефти определяют по ГОСТ 21534. Массовую долю механических примесей в нефти определяют по ГОСТ 6370.
14.5.7 Массовую долю воды, хлористых солей, механических примесей в нефти в испытательной лаборатории определяют с использованием проб, отбираемых автоматическими пробоотборниками или вручную в соответствии с ГОСТ 2517.
14.6 Обработка результатов измерений
где Р - гидростатическое давление столба нефти/нефтепродуктов, Па;
где Н - уровень нефти/нефтепродуктов, мм;
где т - масса брутто нефти, т, вычисленная по формуле (14.1) или (14.3) в зависимости от исходных условий;
14.7 Оформление результатов измерений
Оформление результатов измерений осуществляется с применением программного обеспечения. Обработку результатов измерений допускается проводить вручную в соответствии с алгоритмом, приведенным в настоящем стандарте.
14.8 Определение погрешности результатов измерений
H - уровень нефти/нефтепродуктов в мере вместимости, мм;
14.8.6 Оценивание погрешности измерений массы нефти/нефтепродуктов должно осуществляться с учетом [8].
14.8.7 Формы представления и способы округления результатов измерений должны соответствовать [9].
14.8.8 Погрешность измерений массы нефти/нефтепродуктов допускается оценивать вычислением неопределенности измерений массы нефти/нефтепродуктов по ГОСТ Р 54500.1, ГОСТ Р 54500.3, ГОСТ Р 54500.3.1, а также определением точности (правильности и прецизионности) по ГОСТ Р ИСО 5725-1, ГОСТ Р ИСО 5725-6 для показателей качества нефти/нефтепродуктов, используемых для расчета их массы.
14.8.9 Рассчитанные значения допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто и нетто нефти и массы нефтепродуктов сравнивают со значениями, приведенными в 14.1.
Приложение А
(обязательное)
А.1 Порядок определения коэффициента CTL
Коэффициент CTL вычисляют по формуле
|
|
|
|
|
Рабочая среда | , кг/м | K | K | K |
Нефть | От 611,2 до 1163,8 | 613,97226 | 0,00000 | 0,0000000 |
Бензины | От 611,2 до 770,9 | 346,42278 | 0,43884 | 0,0000000 |
Топлива, занимающие по плотности промежуточное место между бензинами и керосинами | От 770,9 до 788,0 | 2690,74400 | 0,00000 | -0,0033762 |
Топлива и керосины для реактивных двигателей, авиационное реактивное топливо ДЖЕТ А-1 по ГОСТ Р 52050 | От 788,0 до 838,7 | 594,54180 | 0,00000 | 0,0000000 |
Дизельные топлива, мазуты, печные топлива | От 838,7 до 1163,8 | 186,96960 | 0,48618 | 0,0000000 |
А.2 Порядок определения коэффициента CPL
Коэффициент CPL вычисляют по формуле
е) операции по перечислениям а)-д) повторяют;
ж) проверяют выполнение условия
и) вычисления прекращают при выполнении условия (А.6).
Библиография
|
|
|
[1] | Административный регламент по предоставлению Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии государственной услуги по утверждению типа стандартных образцов или типа средств измерений (утвержден приказом Минпромторга России от 25.06.2013 N 970) | |
[2] | "Порядок проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке" (утвержден приказом Министерства промышленности и торговли Российской Федерации от 2 июля 2015 г. N 1815) | |
[3] | Единый тарифно-квалификационный справочник работ и профессий рабочих. Выпуск 36 (утвержден постановлением Госкомтруда СССР, ВЦСПС от 07.06.1984 N 171/10-109) | |
[4] | Федеральный закон от 22.07.2008 N 123-ФЗ "Технический регламент о требованиях пожарной безопасности" | |
[5] | "Правила противопожарного режима в Российской Федерации" (утверждены постановлением Правительства Российской Федерации от 25.04.2012 N 390 "О противопожарном режиме") | |
[6] | Рекомендация Р 50.2.075-2010 | Государственная система обеспечения единства измерений. Нефть и нефтепродукты. Лабораторные методы измерения плотности, относительной плотности и плотности в градусах API |
[7] | Рекомендации по метрологии Р 50.2.076-2010 | Государственная система обеспечения единства измерений. Плотность нефти и нефтепродуктов. Методы расчета. Программа и таблицы приведения |
[8] | Рекомендация МИ 2083-90 | Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения косвенные. Определение результатов измерений и оценивание их погрешностей |
[9] | Рекомендация МИ 1317-2004 | Государственная система обеспечения единства измерений. Результаты и характеристики погрешности измерений. Формы представления. Способы использования при испытаниях образцов продукции и контроле их параметров |
[10] | Рекомендации по метрологии Р 50.2.038-2004 | Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения прямые однократные. Оценивание погрешностей и неопределенности результата измерений |
[11] | Рекомендации по межгосударственной стандартизации РМГ 51-2002 | Государственная система обеспечения единства измерений. Документы на методики поверки средств измерений. Основные положения |
[12] | Руководство АSТМ D 1250-08 (2013) | Standard Guide for Use of the Petroleum Measurement Tables (Стандартное руководство по применению таблиц измерения параметров нефти и нефтепродуктов) |
[13] | ISO 91-1:1992 | Petroleum measurement tables; part 1: tables based on reference temperatures of 15°C and 60°F (Таблицы измерений параметров нефти. Часть 1. Таблицы, основанные на исходных температурах 15°С и 60°F) |
[14] | ISO 91-2:1991 | Таблицы измерений параметров нефти. Часть 2. Таблицы, основанные на стандартных температурах 20°С (Petroleum measurement tables; part 2: tables based on a reference temperature of 20°C) |
[15] | Рекомендация МИ 3384-2012 | Государственная система обеспечения единства измерений. Плотность нефтепродуктов при учетных операциях. Методика измерений ареометром. Программа приведения плотности к заданной температуре |
[16] | Рекомендация МИ 1953-2011 | Государственная система обеспечения единства измерений. Масса грузов при бестарных перевозках. Методика выполнения измерений весами и весовыми дозаторами |
|
|
|
|
УДК 622.69-79:006.354 |
|
| ОКС 17.020 |
|
|
|
|
Ключевые слова: нефть, нефтепродукт, методика (метод) измерений, средство измерений, погрешность | |||