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

Приложение Б
(обязательное)

Методика измерений массы нефти и нефтепродуктов прямым методом динамических измерений

Б.1 Требования к погрешности измерений

Б.1.1 Максимальная допускаемая относительная погрешность измерений массы брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов) и массы нефтепродуктов составляет  0,25 %.

Б.1.2 Максимальная допускаемая относительная погрешность измерений массы нетто нефти/нефтепродуктов (мазутов) составляет  0,35 %.

Б.2 Требования к средствам измерений и техническим устройствам

Б.2.1 Для выполнения измерений применяют:

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

б) измерительные системы, в том числе СИКНП по ГОСТ 34396, с пределами допускаемой относительной погрешности измерений массы нефтепродуктов  0,25 % [массы брутто нефтепродуктов (мазутов)  0,25 % и нетто нефтепродуктов (мазутов)  0,35 %].

Б.2.2 Для выполнения измерений допускается применять СИ, используемые автономно:

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

б) преобразователи давления с пределами допускаемой приведенной погрешности  0,5 %;

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

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

д) поточные СИ объемной доли воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах) с пределами допускаемой абсолютной погрешности  0,1 %;

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

Б.2.3 При отказе (отсутствии) преобразователей давления, преобразователей температуры, поточных СИ плотности, поточных СИ объемной доли воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах) допускается применять:

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

б) термометры с пределами допускаемой абсолютной погрешности  0,2 °С с ценой деления 0,1 °С;

в) лабораторные автоматизированные СИ плотности с пределами допускаемой абсолютной погрешности  0,3 кг/м³ или ареометры по ГОСТ ISO 3675 или ареометры типа АНТ-1 или АН по ГОСТ 18481 с ценой деления 0,5 кг/м³ и пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности  0,5 кг/м³ или СИ плотности по методикам измерений;

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

Б.2.4 СИ и технические устройства, используемые в испытательной лаборатории для измерений:

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

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

в) массовой концентрации хлористых солей в нефти - по ГОСТ 21534.

Б.2.5 При выполнении измерений СИ, используемыми автономно, применяют следующие технические устройства:

а) пробозаборные устройства;

б) автоматические пробоотборники;

в) ручные пробоотборники с диспергатором.

Б.2.6 Диапазоны измерений СИ должны обеспечивать возможность измерений величин во всем интервале значений.

Б.2.7 Максимальная допускаемая относительная погрешность измерений массы нефти/нефтепродуктов с применением указанных СИ должна соответствовать Б.1, при этом допускается применять иные СИ, технические устройства с характеристиками не хуже приведенных.

Б.3 Требования к квалификации персонала

Б.3.1 К выполнению измерений и/или обработке их результатов допускают персонал, отвечающий установленным квалификационным требованиям, с соответствующей группой допуска по электробезопасности, прошедший обучение по промышленной безопасности, пожарной безопасности, по безопасности труда и инструктаж по охране труда.

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

Б.4 Требования безопасности

Б.4.1 При выполнении работ соблюдают требования охраны труда, промышленной и пожарной безопасности, взрывобезопасности.

Б.4.2 Охрану труда и безопасность обеспечивают в соответствии с действующим законодательством государств, на территории которых применяют настоящий стандарт.

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

Б.4.4 Конструкция СИ, электрооборудования и технических устройств должна обеспечивать возможность удобного и безопасного выполнения операций с применением средств индивидуальной защиты.

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

Б.5 Требования охраны окружающей среды

Безопасность окружающей среды обеспечивают отсутствием неконтролируемых утечек нефти/нефтепродуктов во время измерений.

Б.6 Требования к условиям измерений на объектах измерений

Б.6.1 Расход нефти/нефтепродуктов через СИ массового расхода должен находиться в пределах рабочего диапазона расхода, указанного в свидетельстве о поверке.

Б.6.2 Значение избыточного давления в трубопроводе Р_изб, МПа, после СИ массового расхода должно быть не менее значения, рассчитанного в соответствии с технической документацией на СИ массового расхода.

Примечание - При отсутствии в технической документации на СИ массового расхода указаний по расчету избыточного давления Р_изб вычисляют по формуле

,

(Б.1)

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

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

Б.6.3 Условия применения измерительных систем, в том числе СИКН, СИКНП и СИ, испытательного оборудования и технических устройств должны соответствовать условиям эксплуатации, указанным в эксплуатационной документации и описании типа СИКН, СИКНП, СИ.

Б.7 Подготовка к выполнению измерений

При подготовке к выполнению измерений выполняют следующие операции:

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

б) проверка целостности пломб и/или клейм СИ;

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

г) проверка выполнения условий измерений согласно Б.6;

д) проверка внутреннего времени СОИ.

Б.8 Порядок выполнения измерений

Б.8.1 При прямом методе динамических измерений массу брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов) и массу нефтепродуктов измеряют непосредственно с применением СИ массового расхода.

Б.8.2 При отказе преобразователей давления, преобразователей температуры давление и температуру нефти/нефтепродуктов измеряют с применением манометров и термометров.

Б.8.3 Отбор проб нефти/нефтепродуктов осуществляют по ГОСТ 2517, ГОСТ 31873.

Б.8.4 При отказе (отсутствии) поточных СИ объемной доли воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах) содержание воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах) измеряют с применением лабораторных автоматизированных СИ объемной доли воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах) или по ГОСТ 2477.

Б.8.5 При отказе (отсутствии) поточных СИ плотности плотность нефти/нефтепродуктов измеряют в лаборатории по методикам измерений, ГОСТ 3900, ГОСТ ISO 3675.

Б.8.6 Массовую долю воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах) в испытательной лаборатории измеряют по ГОСТ 2477. Массовую долю механических примесей в нефти/нефтепродуктах (мазутах) измеряют по ГОСТ 6370. Массовую концентрацию хлористых солей в нефти измеряют по ГОСТ 21534.

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

Б.9 Обработка результатов измерений

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

Примечание - Возможна обработка результатов измерений оператором вручную.

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

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

Б.9.3 При прямом методе динамических измерений массу брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов) и массу нефтепродуктов измеряют с применением СИ массового расхода.

Б.9.4 Массу нетто нефти/нефтепродуктов (мазутов) m_н, т, вычисляют по формуле

,

(Б.2)

где m - масса брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов), т;

- масса балласта, т, вычисляемая по формуле

,

(Б.3)

где - массовая доля воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах), %:

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

,

(Б.4)

где - объемная доля воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах), измеренная поточными СИ объемной доли воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах), %;

- плотность воды при температуре измерений объемной доли воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах), кг/м³, принимаемая равной 1000 кг/м³;

- плотность нефти/нефтепродуктов (мазутов) при температуре измерений объемной доли воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах), кг/м³, принимаемая равной измеренной поточными СИ плотности , или лабораторными автоматизированными СИ плотности или ареометрами в лаборатории .

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

,

(Б.5)

где - плотность нефти/нефтепродуктов (мазутов), принимаемая равной или ;

- коэффициент объемного расширения рабочей среды, °С^-1, вычисляемый:

1) при температуре 15 °С по формуле

,

(Б.6)

где - плотность нефти, вычисленная по Б.9.6.

, , - коэффициенты, значения которых приведены в таблице Б.1.

Таблица Б.1 - Значения коэффициентов K₀, K₁, K₂

Рабочая среда	, кг/м3
Нефть	От 611,2 до 1163,8	613,9723	0,0000	0,0000
Мазуты	От 838,7 до 1163,9	186,9696	0,4862	0,0000

2) при температуре 20 °С по формуле

,

(Б.7)

где - плотность нефти/нефтепродуктов (мазутов), приведенная к стандартным условиям при температуре 20 °С, вычисляемая по формуле

;

(Б.8)

- температура нефти/нефтепродуктов (мазута) при измерении плотности нефти/нефтепродуктов (мазутов), °С;

- температура нефти/нефтепродуктов (мазутов) при измерении массовой доли воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах), °С;

б) измеренная по ГОСТ 2477;

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

- массовая доля хлористых солей в нефти, %, вычисляемая по формуле

,

(Б.9)

где - массовая концентрация хлористых солей, измеренная по ГОСТ 21534, мг/дм³;

- плотность нефти, принимаемая равной , а при отсутствии поточных СИ плотности - , измеренной в лаборатории и приведенной к условиям измерений массы нефти/нефтепродуктов по формуле

.

(Б.10)

Плотность нефти/нефтепродуктов (мазутов), измеренную с применением поточных СИ плотности, приведенную к стандартным условиям при температуре 15 °С, , кг/м³, вычисляют по формуле

,

(Б.11)

где - плотность нефти/нефтепродуктов (мазутов), измеренная при температуре и давлении нефти в поточных СИ плотности, кг/м³;

- поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры нефти/нефтепродуктов (мазутов) на их объем в поточных СИ плотности, вычисляемый аналогично поправочному коэффициенту CTL по формуле

,

(Б.12)

где - коэффициент, учитывающий стандартные условия по температуре, равный 15 °С или 20 °С в зависимости от исходных данных;

- температура нефти/нефтепродуктов (мазутов), °С;

- поправочный коэффициент, учитывающий влияние давления нефти/нефтепродуктов (мазутов) на их объем в поточных СИ плотности, вычисляемый аналогично поправочному коэффициенту CPL по формуле

,

(Б.13)

где - давление нефти, МПа;

- коэффициент сжимаемости нефти/нефтепродуктов (мазутов), МПа^-1, вычисляемый по формуле

.

(Б.14)

При вычислении массы нетто нефтепродуктов (мазутов) по формуле (Б.2) массовую долю хлористых солей W_x.с принимают равной 0.

Б.9.5 Плотность нефти/нефтепродуктов (мазутов), измеренную с применением лабораторных автоматизированных СИ плотности или ареометров в лаборатории в объединенной пробе, приведенную к плотности при температуре 15 °С, кг/м³, вычисляют по формуле

,

(Б.15)

где - плотность нефти/нефтепродуктов (мазутов), измеренная с применением лабораторных автоматизированных СИ плотности или ареометров в лаборатории, кг/м³;

K - поправочный коэффициент на температурное расширение стекла для ареометров, вычисляемый для ареометров, градуированных при температуре:

а) 15 °С, по формуле

;

(Б.16)

б) 20 °С, по формуле

.

(Б.17)

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

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

Б.9.6 Значения коэффициентов , , и плотности вычисляют методом последовательных приближений для каждого измерения