ГОСТ 8.587-2019. Межгосударственный стандарт. Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти и нефтепродуктов. Методики (методы) 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 °C;

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 °C с ценой деления 0,1 °C;

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 P_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 P_изб вычисляют по формуле

 

, (Б.1)

 

где P_н - 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

 

m_н = m - m_б, (Б.2)

 

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

m_б - масса балласта, т, вычисляемая по формуле

 

, (Б.3)

 

где W_м.в - 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, °C^-1, вычисляемый:

1) при температуре 15 °C по формуле

 

, (Б.6)

 

где - плотность нефти, вычисленная по Б.9.6.

K₀, K₁, K₂ - коэффициенты, значения которых приведены в таблице Б.1.

 

Таблица Б.1

 

Значения коэффициентов K₀, K₁, K₂

 

Рабочая среда	, кг/м3	K0	K1	K2
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 °C по формуле

 

, (Б.7)

 

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

 

; (Б.8)

 

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

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

б) измеренная по ГОСТ 2477;

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

W_х.с - 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 °C, , 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 T_t - коэффициент, учитывающий стандартные условия по температуре, равный 15 °C или 20 °C в зависимости от исходных данных;

t_V - температура нефти/нефтепродуктов (мазутов), °C;

- 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 P_V - 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_х.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 °C, 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 °C, по формуле

 

K = 1 - 0,000023·(t_V - 15) - 0,00000002·(t_V - 15)²; (Б.16)

 

б) 20 °C, по формуле

 

K = 1 - 0,000025·(t_V - 20). (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 следующим образом:

а) вычисляют значение коэффициента объемного расширения нефти/нефтепродуктов (мазутов) при температуре 15 °C , °C^-1, аналогично значению коэффициента объемного расширения нефти/нефтепродуктов (мазутов) при температуре 15 °C , °C^-1, по формуле (Б.6), принимая плотность нефти/нефтепродуктов (мазутов) , кг/м³, равной измеренной плотности или , кг/м³, соответственно;

б) вычисляют значение коэффициента сжимаемости нефти/нефтепродуктов (мазутов) при температуре измерения ее объема , МПа^-1, аналогично значению коэффициента сжимаемости рабочей среды при температуре измерения ее объема , МПа^-1, по формуле (Б.14), принимая плотность нефти/нефтепродуктов (мазутов) , кг/м³, равной измеренной плотности или , кг/м³, соответственно, температуру нефти/нефтепродуктов (мазутов) при измерении ее объема t_V, °C, равной температуре нефти/нефтепродуктов (мазутов) при измерении плотности, °C;

в) вычисляют значения поправочных коэффициентов , аналогично значению поправочного коэффициента CTL по формуле (Б.12), принимая температуру нефти/нефтепродуктов (мазутов) при измерении ее объема t_V, °C, равной температуре нефти/нефтепродуктов (мазутов) при измерении плотности, °C, коэффициент объемного расширения нефти/нефтепродуктов (мазутов) при температуре 15 °C , °C^-1, равным коэффициенту объемного расширения нефти при температуре 15 °C , °C^-1;

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

д) вычисляют значение плотности или аналогично значению плотности или по формуле (Б.11) или (Б.15), принимая поправочный коэффициент равным поправочному коэффициенту , поправочный коэффициент равным поправочному коэффициенту ;

е) проверяют выполнение условия

 

, (Б.18)

 

где k и (k - 1) - порядковые номера вычислений значений плотности , кг/м³;

или выполнение условия

 

, (Б.19)

 

где k и (k - 1) - порядковые номера вычислений значений плотности , кг/м³;

ж) при невыполнении условия (Б.18) или (Б.19) повторяют операции по перечислениям а) - д);

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

Б.10 Оформление результатов измерений

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

Примечание - Возможно оформление результатов измерений оператором вручную.

 

Б.11 Определение погрешности результатов измерений <1>

--------------------------------

<1> Погрешность результатов измерений определяют только при аттестации методики измерений.

 

Б.11.1 При прямом методе динамических измерений погрешностью измерений массы брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов) и массы нефтепродуктов считают погрешность СИ массового расхода.

Б.11.2 Относительную погрешность измерений массы нетто нефти/нефтепродуктов (мазутов) , %, вычисляют по формуле

 

(Б.20)

 

где - абсолютная погрешность измерений массовой доли воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах), %, вычисляемая:

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

 

(Б.21)

 

где - основная абсолютная погрешность поточных СИ объемной доли воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах), %;

- дополнительная абсолютная погрешность поточных СИ объемной доли воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах), связанная с отклонением температуры нефти/нефтепродуктов (мазутов) на каждые n °C, %. При отсутствии в описании типа СИ дополнительной погрешности значение принимают равным нулю;

t - температура нефти/нефтепродуктов (мазутов) в месте измерений объемной доли воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах), °C;

t_ном - номинальная температура, приведенная в описании типа СИ объемной доли воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах), °C;

n - значение температуры, для которого нормируется дополнительная погрешность поточных СИ объемной доли воды (по описанию типа СИ).

б) по формуле

 

, (Б.22)

 

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

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

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

 

, (Б.23)

 

где R_м.п - воспроизводимость метода измерений массовой доли механических примесей в нефти/нефтепродуктах (мазутах) в соответствии с ГОСТ 6370, %;

r_м.п - сходимость метода измерений массовой доли механических примесей в нефти/нефтепродуктах (мазутах) в соответствии с ГОСТ 6370, %;

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

 

, (Б.24)

 

где R_х.с - воспроизводимость метода измерений массовой доли хлористых солей в нефти в соответствии с ГОСТ 21534;

r_х.с - сходимость метода измерений массовой доли хлористых солей в нефти в соответствии с ГОСТ 21534;

- максимальная допускаемая относительная погрешность измерений массы брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов) с применением СИ массового расхода, %.

При вычислении относительной погрешности измерений массы нетто нефтепродуктов (мазутов) по формуле (Б.20) массовую долю хлористых солей в нефти W_х.с и абсолютную погрешность измерений массовой доли хлористых солей в нефти принимают равной 0.

Б.11.3 Рассчитанные значения относительной погрешности измерений массы брутто и нетто нефти/нефтепродуктов (мазутов) и массы нефтепродуктов не должны превышать значений, приведенных в Б.1.