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

Приложение Д

(обязательное)

 

МЕТОДИКА ИЗМЕРЕНИЙ МАССЫ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ КОСВЕННЫМ

МЕТОДОМ, ОСНОВАННЫМ НА ГИДРОСТАТИЧЕСКОМ ПРИНЦИПЕ

 

Д.1 Требования к погрешности измерений

Д.1.1 Максимальная допускаемая относительная погрешность измерений массы брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов) и массы нефтепродуктов составляет:

а) +/- 0,65% - при массе брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов), массе нефтепродуктов не более 200 <1> т;

б) +/- 0,50% - при массе брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов), массе нефтепродуктов 200 <1> т и более.

Д.1.2 Максимальная допускаемая относительная погрешность измерений массы нетто нефти/нефтепродуктов (мазутов) составляет:

а) +/- 0,75% - при массе брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов) не более 200 <1> т;

б) +/- 0,60% - при массе брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов) 200 <1> т и более.

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

<1> В Республике Беларусь вместо значения "200" применяется "120".

 

Д.2 Требования к средствам измерений и техническим устройствам

Д.2.1 Для выполнения измерений применяют:

а) стационарные СИ гидростатического давления с пределами допускаемой погрешности по описанию типа СИ;

б) измерительные системы, предназначенные для измерений уровня нефти, нефтепродуктов, воды и температуры в резервуарах с пределами:

1) допускаемой абсолютной погрешности измерений уровня +/- 3 мм,

2) допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры +/- 0,5 °C,

3) допускаемой относительной погрешности обработки результатов измерений 0,05%;

в) автоматизированные СИ плотности (лабораторные, переносные) с пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности +/- 0,5 кг/м³.

Примечание - При применении измерительных систем допускается определять плотность косвенным методом по результатам измерений уровня, давления в газовом пространстве и гидростатического давления столба нефти, нефтепродуктов с применением преобразователей давления. Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений средней плотности нефти/нефтепродуктов составляют +/- 1 кг/м³.

 

Д.2.2 При отказе (отсутствии) измерительных систем, предназначенных для измерений уровня нефти, нефтепродуктов, воды и температуры в резервуарах, автоматизированных СИ плотности допускается применять:

а) стационарные автоматизированные СИ уровня с пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений уровня +/- 3 мм;

б) преобразователи температуры (в том числе входящие в состав стационарных автоматизированных СИ уровня) с пределами допускаемой абсолютной погрешности +/- 0,5 °C;

в) 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.

Д.2.3 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.

Д.2.4 При выполнении измерений применяют технические устройства:

а) переносные или стационарные пробоотборники по ГОСТ 2517, ГОСТ 31873, ГОСТ 13196;

б) резервуары.

Д.2.5 Диапазоны измерений СИ должны обеспечивать возможность измерений величин во всем интервале значений.

Д.2.6 Максимальная допускаемая относительная погрешность измерений массы нефти/нефтепродуктов с применением указанных СИ должна соответствовать Д.1, при этом допускается применять иные СИ, технические устройства с характеристиками не хуже приведенных.

Д.3 Требования к квалификации персонала

Д.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.

Д.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.

Д.4 Требования безопасности

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

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

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

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

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

Д.5 Требования охраны окружающей среды

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

Д.6 Требования к условиям измерений на объектах измерений

Условия применения СИ, испытательного оборудования и технических устройств должны соответствовать условиям эксплуатации, указанным в эксплуатационной документации и описании типа СИ.

Д.7 Подготовка к выполнению измерений

При подготовке к выполнению измерений выполняют следующие операции:

а) обеспечение отстоя нефти/нефтепродуктов после заполнения резервуаров продолжительностью не менее 2 ч;

б) подготовка СИ к выполнению измерений в соответствии с эксплуатационной документацией;

в) проверка целостности пломб и/или клейм СИ;

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

д) проверка наличия градуировочных/калибровочных таблиц;

е) проверка выполнения условий измерений согласно Д.6.

Д.8 Порядок выполнения измерений

Д.8.1 Общие требования

При измерении массы нефти/нефтепродуктов выполняют следующие операции:

а) измерение гидростатического давления столба нефти/нефтепродуктов;

б) измерение уровня нефти/нефтепродуктов;

в) измерение уровня подтоварной воды;

г) измерение температуры и плотности нефти/нефтепродуктов;

д) измерение массовой доли составляющих балласта нефти/нефтепродуктов (мазутов).

Д.8.2 Измерение гидростатического давления столба нефти и нефтепродуктов

Измерение гидростатического давления столба нефти/нефтепродуктов проводят с применением стационарных СИ гидростатического давления.

Д.8.3 Измерение уровня нефти и нефтепродуктов

Д.8.3.1 Уровень нефти/нефтепродуктов измеряют с применением измерительных систем.

Д.8.3.2 Результат измерений уровня нефти/нефтепродуктов округляют до целого значения.

Д.8.4 Измерение уровня подтоварной воды

Д.8.4.1 Уровень подтоварной воды измеряют с применением измерительных систем.

Д.8.4.2 Результат измерений уровня подтоварной воды округляют до целого значения.

Д.8.5 Отбор проб

Д.8.5.1 Пробу нефти/нефтепродуктов в резервуарах отбирают в соответствии с ГОСТ 2517, ГОСТ 31873.

Д.8.5.2 Упаковку, маркировку и хранение проб нефти/нефтепродуктов осуществляют в соответствии с ГОСТ 2517, ГОСТ 31873.

Д.8.6 Измерение температуры нефти и нефтепродуктов

Температуру нефти/нефтепродуктов измеряют с применением измерительных систем.

Д.8.7 Измерение плотности нефти и нефтепродуктов

Д.8.7.1 Плотность нефти/нефтепродуктов в лаборатории измеряют с применением лабораторных автоматизированных СИ плотности, ареометров или СИ плотности по методикам измерений по объединенной пробе нефти/нефтепродуктов.

Д.8.7.2 Плотность нефти/нефтепродуктов измеряют с применением лабораторных автоматизированных СИ плотности или ареометров в объединенной пробе, составленной смешением точечных проб по ГОСТ 2517, ГОСТ 31873.

Д.8.7.3 Допускается измерение плотности нефти/нефтепродуктов переносными автоматизированными СИ плотности в соответствии с их руководством по эксплуатации. Измерение плотности нефти проводят в точках отбора проб по ГОСТ 2517, ГОСТ 31873.

Д.8.8 Определение массы балласта нефти и нефтепродуктов (мазутов)

Д.8.8.1 Массовую долю воды, механических примесей и хлористых солей в нефти/нефтепродуктах (мазутах) в испытательной лаборатории измеряют с использованием проб, отбираемых автоматическими пробоотборниками или вручную в соответствии с ГОСТ 2517, ГОСТ 31873.

Д.8.8.2 Массовую долю воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах) 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.

 

Д.9 Обработка результатов измерений

Д.9.1 Обработку результатов измерений осуществляют с применением СОИ и программного обеспечения.

Примечание - Возможна обработка результатов измерений оператором вручную.

 

Д.9.2 Массу брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов) и массу нефтепродуктов , т, при измерениях гидростатического давления столба нефти/нефтепродуктов в резервуарах вычисляют по формуле

 

, (Д.1)

 

где g - ускорение свободного падения, м/с²;

P - гидростатическое давление столба нефти/нефтепродуктов, Па;

S_ср - средняя площадь поперечного сечения наполненной части резервуара, м².

Д.9.3 Среднюю площадь поперечного сечения наполненной части резервуара S_ср, м², вычисляют по формуле

 

, (Д.2)

 

где V₂₀ - объем нефти/нефтепродуктов в резервуарах на измеряемом уровне нефти/нефтепродуктов H, определяемый по градуировочным/калибровочным таблицам резервуаров, м³;

- температурный коэффициент линейного расширения стенки резервуаров, равный 12,5·10^-6, °C^-1;

T_ст - температура стенки резервуаров, резервуаров (танков) речных и морских судов, принимаемая равной температуре нефти/нефтепродуктов в резервуарах, t_V, °C, вычисляемая:

а) при отборе проб из резервуаров по формуле

 

, (Д.3)

 

где K_в, K_с, K_н - количество смешиваемых проб верхнего, среднего, нижнего слоев соответственно, отобранных по ГОСТ 2517, ГОСТ 31873;

T_в, T_с, T_н - температуры точечной пробы верхнего, среднего, нижнего слоев соответственно, °C;

K_общ - общее количество смешиваемых проб, отобранных по ГОСТ 2517, ГОСТ 31873;

б) при наличии преобразователей температуры, равномерно расположенных по высоте резервуаров, по формуле

 

(Д.4)

 

где T_j - температура, измеренная преобразователем температуры, °C;

j - порядковый номер преобразователя температуры, расположенного ниже уровня заполнения резервуаров;

n - число преобразователей температуры, расположенных ниже уровня заполнения резервуаров;

H - уровень нефти/нефтепродуктов, мм.

Д.9.4 Плотность нефти, измеренную с применением лабораторных автоматизированных СИ плотности или ареометров в лаборатории в объединенной пробе, приведенную к стандартным условиям при температуре 15 °C, , кг/м³, вычисляют по формуле

 

, (Д.5)

 

где - плотность нефти/нефтепродуктов, принимаемая:

а) равной плотности при измерении с применением переносных автоматизированных СИ плотности в резервуарах, , кг/м³, вычисляемой по формуле

 

(Д.6)

 

где - плотность, измеренная переносным автоматизированным СИ плотности, кг/м³;

j - порядковый номер уровня измерений плотности;

n - число уровней измерений плотности;

б) равной плотности при измерении с применением лабораторных автоматизированных СИ плотности или ареометров в лаборатории , кг/м³, вычисляемой по формуле

 

, (Д.7)

 

где , , - плотность точечной пробы верхнего, среднего, нижнего слоев соответственно, кг/м³;

- поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры нефти/нефтепродуктов на их объем, определяемый аналогично поправочному коэффициенту CTL по формуле

 

, (Д.8)

 

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

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

а) при температуре 15 °C по формуле

 

, (Д.9)

 

где K₀, K₁, K₂ - коэффициенты, значения которых приведены в таблице Д.1;

- плотность нефти/нефтепродуктов, вычисляемая по Д.9.5.

 

Таблица Д.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

 

б) при температуре 20 °C по формуле

 

, (Д.10)

 

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

 

, (Д.11)

 

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

а) для ареометров, градуированных при температуре 15 °C, по формуле

 

K = 1 - 0,000023·(t_V - 15) - 0,00000002·(t_V - 15)²; (Д.12)

 

б) для ареометров, градуированных при температуре 20 °C, по формуле

 

K = 1 - 0,000025·(t_V - 20). (Д.13)

 

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

Д.9.5 Значения поправочных коэффициентов и плотности вычисляют методом последовательных приближений для каждого измерения следующим образом:

а) вычисляют значение коэффициента объемного расширения нефти/нефтепродуктов при температуре 15 °C , °C^-1, аналогично значению коэффициента объемного расширения нефти/нефтепродуктов при температуре 15 °C , °C^-1, по формуле (Д.9), принимая плотность нефти/нефтепродуктов , равной измеренной плотности , кг/м³;

б) вычисляют значение поправочного коэффициента аналогично значению поправочного коэффициента CTL по формуле (Д.8), принимая температуру нефти/нефтепродуктов при измерении ее объема t_V, °C, равной температуре нефти/нефтепродуктов при измерении плотности, °C, коэффициент объемного расширения нефти/нефтепродуктов при температуре 15 °C , °C^-1, равным коэффициенту объемного расширения нефти/нефтепродуктов при температуре 15 °C , °C^-1;

в) вычисляют значение плотности аналогично значению плотности по формуле (Д.4), принимая поправочный коэффициент равным поправочным коэффициентам соответственно;

г) проверяют выполнение условия

 

, (Д.14)

 

где k и (k - 1) - порядковые номера вычислений значений плотности ;

д) при невыполнении условия (Д.14) повторяют операции по перечислениям а) - в);

е) при выполнении условия (Д.14) вычисления прекращают.

Д.9.6 Плотность нефти/нефтепродуктов, измеренную с применением лабораторных автоматизированных СИ плотности или ареометров в лаборатории в объединенной пробе, приведенную к условиям измерений объема нефти/нефтепродуктов , кг/м³, вычисляют по формуле

 

. (Д.15)

 

Д.9.7 Массу нефти/нефтепродуктов, принятых в резервуары или отпущенных из них, m₀, т, вычисляют по формуле

 

m₀ = |m_i - m_{i + 1}|, (Д.16)

 

где m_i, m_{i + 1} - масса брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов) и масса нефтепродуктов, измеренная в начале и конце операции, т, соответственно по формуле (Д.1).

Д.9.8 Массу нетто нефти/нефтепродуктов (мазутов) m_н, т, вычисляют по формуле

 

m_н = m - m_б, (Д.17)

 

где m - масса брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов), т, вычисляемая по формуле (Д.1) или (Д.16) в зависимости от исходных условий;

m_б - масса балласта, т, вычисляемая по формуле

 

, (Д.18)

 

где W_м.в - массовая доля воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах), измеряемая по ГОСТ 2477, %;

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

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

 

, (Д.19)

 

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

- плотность нефти при условиях измерения объема, принимаемая равной плотности нефти, измеренной с применением переносных автоматизированных СИ плотности в резервуарах, резервуарах (танках) речных и морских судов , кг/м³, или при приведении плотности, измеренной в лаборатории, к условиям измерений объема нефти/нефтепродуктов, вычисляемая по формуле

 

. (Д.20)

 

При вычислении массы балласта нефтепродуктов (мазутов) по формуле (Д.18) массовую долю хлористых солей в нефти W_х.с принимают равной 0.

Д.10 Оформление результатов измерений

Оформление результатов измерений осуществляют с применением СОИ и/или программного обеспечения.

Примечание - Возможно оформление результатов измерений оператором вручную.

 

Д.11 Определение погрешности результатов измерений <1>

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

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

 

Д.11.1 Относительную погрешность измерений массы нефти/нефтепродуктов при косвенном методе, основанном на гидростатическом принципе, , %, вычисляют по формуле

 

, (Д.21)

 

где - относительная погрешность измерений гидростатического давления нефти/нефтепродуктов, %;

- пределы допускаемой относительной погрешности измерений вместимости резервуаров при уровне наполнения H, %, приведенные в градуировочных/калибровочных таблицах;

K_ф - коэффициент, учитывающий геометрическую форму резервуаров, вычисляемый по формуле

 

, (Д.22)

 

где - объем нефти/нефтепродуктов, приходящийся на 1 м высоты наполнения резервуаров на измеряемом уровне нефти/нефтепродуктов H, м³/мм, определяемый по градуировочным/калибровочным таблицам;

H - уровень нефти/нефтепродуктов в резервуарах, мм;

V_ж - объем жидкости (нефть/нефтепродукты, подтоварная вода), определяемый по градуировочным/калибровочным таблицам резервуаров, составленным при температуре 20 °C, м³;

- относительная погрешность измерений уровня нефти/нефтепродуктов, %;

- пределы допускаемой относительной погрешности обработки результатов измерений, %, равные 0,05%.

Д.11.2 Относительную погрешность измерений массы нефти/нефтепродуктов при проведении приема/сдачи нефти/нефтепродуктов , %, вычисляют по формуле

 

, (Д.23)

 

где C_i и C_{i + 1} - коэффициенты, определяемые в начале и конце приема/сдачи нефти/нефтепродуктов соответственно.

Д.11.3 Коэффициент C_i в начале приема/сдачи нефти/нефтепродуктов вычисляют по формуле

 

, (Д.24)

 

где - относительная погрешность измерений гидростатического давления, соответствующая измеряемому уровню наполнения резервуаров H_i в начале приема/сдачи нефти/нефтепродуктов, %;

- пределы допускаемой относительной погрешности градуировочных/калибровочных таблиц резервуаров, %;

K_фi - коэффициент, учитывающий геометрическую форму резервуаров в начале приема/сдачи нефти/нефтепродуктов, вычисляемый по формуле (Д.22);

- относительная погрешность измерений уровня нефти/нефтепродуктов в начале приема/сдачи нефти/нефтепродуктов, %.

Д.11.4 Коэффициент C_{i + 1} в конце приема/сдачи нефти/нефтепродуктов вычисляют аналогично коэффициенту C_i по формуле (Д.24).

Д.11.5 Относительную погрешность измерений массы нетто нефти/нефтепродуктов (мазутов) , %, вычисляют по формуле

 

(Д.25)

 

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

 

, (Д.26)

 

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 ГОСТ 2477, %;

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

 

, (Д.27)

 

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

 

, (Д.28)

 

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;

- допускаемая относительная погрешность измерений массы брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов) или массы нефтепродуктов, %, вычисляемая по формуле (Д.21) или (Д.25) в зависимости от исходных условий.

При вычислении относительной погрешности измерений массы нетто нефтепродуктов (мазутов) по формуле (Д.25) массовую долю хлористых солей в нефти W_х.с и абсолютную погрешность измерений массовой доли хлористых солей в нефти принимают равной 0.

Д.11.6 Рассчитанные значения относительной погрешности измерений массы брутто и нетто нефти/нефтепродуктов (мазутов) и массы нефтепродуктов не должны превышать значений, приведенных в Д.1.