МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СОВЕТ ПО
СТАНДАРТИЗАЦИИ, МЕТРОЛОГИИ И СЕРТИФИКАЦИИ
(МГС)
INTERSTATE COUNCIL
FOR STANDARDIZATION, METROLOGY AND CERTIFICATION
(ISC)
РЕКОМЕНДАЦИИ
ПО МЕЖГОСУДАРСТВЕННОЙ
СТАНДАРТИЗАЦИИ | РМГ 86-
2009 |
Государственная система обеспечения единства измерений
МАССА НЕФТИ
МЕТОДИКА ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ В ВЕРТИКАЛЬНЫХ РЕЗЕРВУАРАХ
В СИСТЕМЕ МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА
Основные положения
| Москва
Стандартинформ
2009 |
Предисловие
Цели, основные принципы и
основной порядок проведения работ по межгосударственной стандартизации
установлены ГОСТ
1.0-92 «Межгосударственная система стандартизации. Основные
положения» и ГОСТ
1.2-97 «Межгосударственная система стандартизации. Стандарты
межгосударственные, правила, рекомендации по межгосударственной стандартизации.
Порядок разработки, принятия, обновления и отмены»
Сведения о стандарте
1 РАЗРАБОТАН Федеральным
государственным унитарным предприятием «Всероссийский научно-исследовательский
институт расходометрии» (ФГУП ВНИИР)
2 ВНЕСЕН Федеральным агентством
по техническому регулированию и метрологии
3 ПРИНЯТЫ Межгосударственным
советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол № 36 от 26
января 2009 г.)
За
принятие проголосовали:
Краткое наименование страны по МК(ИСО 3166) 004-97 | Код страны по МК (ИСО 3166) 004-97 | Сокращенное наименование национального органа по
стандартизации |
Азербайджан | АZ | Азстандарт |
Армения | АМ | Минторгэкономразвития |
Беларусь | ВY | Госстандарт Республики Беларусь |
Грузия | GЕ | Грузстандарт |
Казахстан | КZ | Госстандарт Республики Казахстан |
Кыргызстан | КG | Кыргызстандарт |
Молдова | MD | Молдова-Стандарт |
Российская Федерация | RU | Федеральное агентство по техническому регулированию
и метрологии |
Таджикистан | TJ | Таджикстандарт |
Узбекистан | UZ | Узстандарт |
Украина | UA | Госпотребстандарт Украины |
4 Приказом Федерального агентства по техническому
регулированию и метрологии от 18 июня 2009 г. № 195-ст рекомендации по
межгосударственной стандартизации РМГ 86-2009 введены в действие в качестве
рекомендаций по метрологии Российской Федерации с 1 января 2010 г.
5 Настоящие рекомендации разработаны
на основе рекомендации по метрологии Российской Федерации МИ 2951-2005
«Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти. Методика
выполнения измерений в вертикальных резервуарах в системе магистрального
нефтепроводного транспорта»
6
ВВЕДЕНЫ ВПЕРВЫЕ
Информация о введении в
действие (прекращении действия) настоящих рекомендаций публикуется в
информационном указателе «Национальные стандарты».
Информация об изменениях к
настоящим рекомендациям публикуется в информационном указателе «Национальные
стандарты», а текст изменений -
в информационных указателях «Национальные стандарты». В случае пересмотра
или отмены настоящих рекомендаций соответствующая информация будет опубликована
в информационном указателе «Национальные стандарты»
Содержание
Предисловие 1 Область
применения 2 Нормативные
ссылки 3 Термины и
определения 4
Характеристики погрешности измерений, выполняемых по методике измерений 5 Метод
измерений 6 Средства
измерений и вспомогательные устройства 7 Требования к
квалификации операторов 8 Требования
безопасности 9 Условия
измерений 10 Подготовка
к выполнению измерений 11 Выполнение
измерений 12 Обработка
результатов измерений 13 Оформление
результатов измерений 14 Обеспечение
требований к погрешности измерений Приложение А
(рекомендуемое)Формы журналов регистрации результатов измерений массы
нефти в вертикальном резервуаре Приложение Б
(справочное)Пример выполнения измерений массы нефти в резервуаре Приложение В
(обязательное)Оценка погрешности измерений массы нефти Приложение Г
(обязательное)Порядок расчета погрешностей определений в лаборатории
массовых долей воды, механических примесей и хлористых солей Библиография |
РЕКОМЕНДАЦИИ ПО МЕЖГОСУДАРСТВЕННОЙ СТАНДАРТИЗАЦИИ
Государственная система обеспечения единства измерений
МАССА НЕФТИ
МЕТОДИКА ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ В ВЕРТИКАЛЬНЫХ РЕЗЕРВУАРАХ
В СИСТЕМЕ МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА
Основныеположения
State system for ensuring the uniformity of
measurements. Mass of petroleum.
Measurement procedure in
vertical tanks in the main petrowire systems. Basic propositions
Датавведения - 2010-01-01
1
Область применения
1.1 Настоящие рекомендации
распространяются на вертикальные стальные цилиндрические резервуары типов РВС,
РВСП, РВСПК и на железобетонные резервуары цилиндрической и прямоугольной формы
типов ЖБР, ЖБРП, ЖБРПК (далее - резервуары) номинальной вместимостью до 50000 м3.
1.2 Рекомендации устанавливают
методику выполнения измерений массы товарной нефти (далее - нефть) в
резервуарах при проведении учетных операций в системе магистрального
нефтепроводного транспорта ОАО «АК «Транснефть», включая прием нефти от
грузоотправителей и сдачу ее грузополучателям.
2
Нормативные ссылки
В настоящих рекомендациях
использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:
ГОСТ
8.570-2000 Государственная система обеспечения единства измерений.
Резервуары стальные вертикальные цилиндрические. Методика поверки
ГОСТ
12.1.005-88 Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху
рабочей зоны
ГОСТ
12.1.007-76 Система стандартов безопасности труда. Вредные вещества.
Классификация и общие требования безопасности
ГОСТ
2477-65 Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды
ГОСТ 2517-85
Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб
ГОСТ
3900-85 Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности
ГОСТ
6370-83 Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения
механических примесей
ГОСТ
7502-98 Рулетки измерительные металлические. Технические условия
ГОСТ
21534-76 Нефть. Методы определения содержания хлористых солей
Примечание - При
пользовании настоящими рекомендациями целесообразно проверить действие
ссылочных стандартов по информационному указателю «Национальные стандарты»,
составленному по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим
информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный
стандарт заменен (изменен), то при пользовании настоящими рекомендациями
следует руководствоваться заменяющим (измененным) стандартом. Если ссылочный
стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него,
применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.
3
Термины и определения
3.1 В настоящих рекомендациях
применены следующие термины с соответствующими определениями:
3.1.1 товарная нефть (нефть):
Нефть, подготовленная к поставке потребителю в соответствии с требованиями
[1].
3.1.2 масса брутто нефти: Общая
масса нефти, включающая массу балласта.
3.1.3 масса балласта: Общая
масса воды, хлористых солей и механических примесей в нефти.
3.1.4 масса нетто нефти: Разность
массы брутто нефти и массы балласта.
3.1.5 учетная операция: Операция,
проводимая поставщиком и потребителем (или сдающей и принимающей сторонами) с
целью определения массы нефти для последующих расчетов, а также при
инвентаризации и арбитраже.
3.1.6 методика выполнения
измерений массы продукта: Совокупность операций и правил, выполнение
которых обеспечивает получение результатов измерений массы продукта с
установленной погрешностью (неопределенностью).
Примечание - В 3.1.6 - 3.1.10 термин «продукт» следует
понимать как нефть.
3.1.7 косвенный метод
статических измерений массы продукта: Метод, основанный на измерениях
плотности и объема продукта в мерах вместимости (мерах полной вместимости).
3.1.8 мера вместимости: Средство
измерений объема продукта, имеющее свидетельство о поверке и утвержденную
градуировочную таблицу (резервуары, железнодорожные цистерны, танки наливных
судов).
3.1.9 базовая высота
резервуара: Расстояние по вертикали от точки касания днища грузом рулетки
до верхнего края измерительного люка или до риски направляющей планки
измерительного люка.
3.1.10 стандартные условия: Условия,
соответствующие температуре продукта 15 °С или 20 °С и избыточному давлению, равному
нулю.
3.2 В настоящих рекомендациях
использованы следующие сокращения:
РВС - резервуары вертикальные
стальные со стационарной крышей;
РВСП - резервуары вертикальные
стальные со стационарной крышей и понтоном;
РВСПК - резервуары вертикальные
стальные с плавающей крышей;
ЖБР - резервуары железобетонные
цилиндрические;
ЖБРП - железобетонные резервуары
прямоугольные;
ЖБРПК - железобетонные
резервуары с плавающей крышей.
4
Характеристики погрешности измерений, выполняемых по методике измерений
Пределы допускаемой
относительной погрешности измерений, выполняемой по методике, изложенной в
настоящих рекомендациях, составляют:
- при массе брутто нефти не
более 120 тонн:
± 0,65 % - при измерениях массы
брутто нефти;
± 0,75 % - при измерениях массы
нетто нефти;
- при массе брутто нефти свыше 120
тонн:
± 0,50 % - при измерениях массы
брутто нефти;
± 0,60 % - при измерениях массы
нетто нефти.
5
Метод измерений
5.1 Рекомендации предусматривают
применение косвенного метода статических измерений.
5.2 Массу брутто нефти в
резервуаре вычисляют как произведение объема нефти и ее плотности, результат
измерений которой приведен к условиям измерения объема, или объема и плотности
нефти, результаты измерений которых приведены к стандартным условиям.
5.3 Массу брутто сданной
(принятой) нефти вычисляют как разность массы брутто нефти в резервуаре на
момент до проведения операции сдачи (приема) нефти и после ее окончания.
5.4 Массу нетто сданной
(принятой) нефти вычисляют как разность массы брутто сданной (принятой) нефти и
массы балласта.
5.5 Массу балласта вычисляют по
значениям показателей качества нефти, характеризующих содержание в нефти воды,
хлористых солей и механических примесей. Указанные показатели определяют в
испытательной (аналитической) лаборатории по результатам испытаний объединенной
пробы нефти, отобранной из заполненного резервуара.
6
Средства измерений и вспомогательные устройства
6.1 Вертикальный резервуар как
мера вместимости, поверенный и имеющий утвержденную градуировочную таблицу.
Пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости:
- для стальных резервуаров - по ГОСТ
8.570;
- для железобетонных резервуаров
- по [2].
6.2 Система
измерений количества нефти в резервуарных (товарных) парках (далее - система измерений
количества нефти), имеющая в своем составе следующие измерительные каналы:
6.2.1 Канал измерений уровня
нефти на основе стационарного уровнемера с пределами допускаемой абсолютной
погрешности не более ± 3 мм.
6.2.2 Канал измерений уровня
подтоварной воды с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 3
мм.
6.2.3 Канал измерений
температуры нефти на основе многоточечной системы преобразователей температуры
с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,2 °С.
6.2.4 Блок (система) обработки
информации с функциями приведения результатов измерений плотности к условиям
измерений объема и (или) приведения результатов измерений объема и плотности к
стандартным условиям. Пределы допускаемой относительной погрешности выполняемых
вычислительных операций не более ± 0,05 %.
6.3 Рулетка измерительная с
грузом по ГОСТ
7502 3-го класса точности для измерений расстояния от риски
измерительного люка на плавающей крыше до уровня нефти.
6.4 Стационарный или переносной
пробоотборник по ГОСТ 2517.
6.5 Средства измерений и
технические средства, применяемые в испытательной (аналитической) лаборатории
для определения объемной доли воды в нефти по ГОСТ
2477, концентрации хлористых солей в нефти по ГОСТ
21534, массовой доли механических примесей в нефти по ГОСТ
6370 или лабораторные анализаторы (в том числе экспресс-анализаторы),
обеспечивающие выполнение установленных требований к точности измерений.
6.6 Средства измерений плотности
нефти, предусмотренные действующей на ПСП методикой выполнения измерений
плотности нефти в резервуарах, с пределами допускаемой погрешности измерений не
более ± 0,5 кг/м3.
6.7 При отсутствии системы
измерений количества нефти или отсутствии в составе системы отдельных
измерительных каналов (компонентов) применяют автономные средства измерений.
6.7.1 Для измерений уровня нефти
- измерительную рулетку с грузом по ГОСТ
7502 3-го класса точности номинальной длиной 10 или 20 м или
переносной электронный измеритель уровня с пределами допускаемой абсолютной
погрешности измерений не более ± 3 мм.
6.7.2 Для измерений температуры
нефти - стеклянный термометр с ценой деления 0,1 °С и пределами допускаемой
абсолютной погрешности не более ± 0,2 °С или преобразователь температуры,
входящий в состав переносного электронного измерителя уровня, с пределами
допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,2 °С.
6.8 Допускается применение других средств измерений аналогичного
назначения, метрологические характеристики которых не уступают приведенным в 6.2
- 6.7.
6.9 Средства измерений,
применяемые при выполнении измерений, должны быть сертифицированы (аттестованы,
внесены в государственный реестр) в стране применения и признаны странами -
участниками приемо-сдаточных операций.
6.10 Применяемые средства
измерений должны иметь действительные свидетельства о поверке, оформленные в
соответствии с требованиями соответствующих методик поверки, и (или)
поверительные клейма.
7
Требования к квалификации операторов
К выполнению измерений
допускаются лица, отвечающие следующим требованиям:
- прошедшие обучение, инструктаж
на рабочем месте и стажировку по специальности, получившие квалификацию
товарного оператора не ниже четвертого разряда и имеющие допуск к
самостоятельной работе;
- изучившие настоящие
рекомендации, эксплуатационную документацию на резервуар (паспорт,
технологическую карту) и применяемые средства измерений.
8
Требования безопасности
Комментарии (0)
Чтобы оставить комментарий вам необходимо авторизоваться