МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СОВЕТ ПО
СТАНДАРТИЗАЦИИ, МЕТРОЛОГИИ И СЕРТИФИКАЦИИ
(МГС)
INTERSTATE COUNCIL
FOR STANDARDIZATION, METROLOGY AND CERTIFICATION
(ISC)
РЕКОМЕНДАЦИИ
ПО МЕЖГОСУДАРСТВЕННОЙ
СТАНДАРТИЗАЦИИ | РМГ 87-
2009 |
Государственная система обеспечения единства измерений
МАССА НЕФТИ
МЕТОДИКА ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ В ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ 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 и рекомендации по межгосударственной стандартизации. Порядок
разработки, применения, обновления и отмены»
Сведения о рекомендациях
1 РАЗРАБОТАНЫ
Федеральным государственным унитарным предприятием «Всероссийский
научно-исследовательский институт расходометрии» (ФГУП «ВНИИР»)
2 ВНЕСЕНЫ
Управлением метрологии Федерального агентства по техническому регулированию и
метрологии Российской Федерации
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. № 196-ст рекомендации по
межгосударственной стандартизации РМГ 87-2009 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
2950-2005 «Государственная система обеспечения единства измерений.
Масса нефти. Методика выполнения измерений в горизонтальных резервуарах в
системе магистрального нефтепроводного транспорта»
6 ВВЕДЕНЫ ВПЕРВЫЕ
Информация о введении в действие (прекращении
действия) настоящих рекомендаций публикуется в указателе «Национальные
стандарты».
Информация об изменениях к настоящим рекомендациям публикуется
в 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)Форма журнала регистрации
результатов измерений массы нефти в горизонтальном резервуаре Приложение Б
(рекомендуемое)Пример выполнения измерений
массы нефти Приложение В
(рекомендуемое)Оценка погрешности измерений
массы нефти Приложение Г
(рекомендуемое)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 ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ РЕЗЕРВУАРАХ
В СИСТЕМЕ МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА
Основныеположения
State
system for ensuring the uniformity of measurements. Mass of petroleum.
Procedure of measurement in horizontal tanks in the main petrowire systems.
Basic propositions
Датавведения - 2010-01-01
1
Область применения
1.1 Настоящие
рекомендации распространяются на горизонтальные стальные цилиндрические
резервуары (далее - резервуары) номинальной вместимостью от 3 до 200 м3,
эксплуатируемые на объектах нефтетранспортных организаций системы
магистрального нефтепроводного транспорта.
1.2 Рекомендации
устанавливают методику выполнения измерений массы товарной нефти (далее -
нефть) при учете нефти в резервуарах (приеме и отпуске нефти из резервуара) и
инвентаризации нефти.
2
Нормативные ссылки
В рекомендациях
использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:
ГОСТ
8.346-2000 Государственная система обеспечения единства измерений.
Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические. Методика поверки
ГОСТ
8.570-2000
Государственная система обеспечения единства измерений. Резервуары стальные вертикальные
цилиндрические. Методика поверки.
ГОСТ
12.1.005-88
Система стандартов безопасности труда. 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
12.4.124-83 Система стандартов безопасности труда. Средства защиты
от статического электричества. Общие технические требования
ГОСТ
400-80 Термометры стеклянные для испытаний нефтепродуктов.
Технические условия
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 металлические измерительные. Технические условия
ГОСТ
18481-81 Ареометры и цилиндры стеклянные. Общие технические условия
ГОСТ
21534-76
Нефть. Методы определения содержания хлористых солей
ГОСТ
27574-87 Костюмы женские для защиты от общих производственных
загрязнений и механических воздействий. Технические условия
ГОСТ
27575-87 Костюмы мужские для защиты от общих производственных
загрязнений и механических воздействий. Технические условия
ГОСТ
28498-90 Термометры жидкостные стеклянные. Общие технические
требования. Методы испытаний
Примечание - При пользовании
настоящими рекомендациями целесообразно проверить действие ссылочных стандартов
по 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
В настоящих
рекомендациях применены следующие термины с соответствующими определениями:
3.1 методика
выполнения измерений массы продукта: Совокупность операций и правил,
выполнение которых обеспечивает получение результатов измерений массы продукта
с установленной погрешностью (неопределенностью).
Примечание - В 3.1-3.3,3.5 термин «продукт»
следует понимать как нефть.
3.2 косвенный
метод статических измерений массы продукта: Метод, основанный на измерениях
плотности и объема продукта в мерах вместимости (мерах полной вместимости).
3.3 мера
вместимости: Средство измерений объема продукта, имеющее свидетельство о
поверке и утвержденную градуировочную таблицу (резервуары, железнодорожные
цистерны, танки наливных судов).
3.4 базовая
высота резервуара: Расстояние по вертикали отточки касания днища грузом
рулетки до верхнего края измерительного люка или до риски направляющей планки
измерительного люка.
3.5 стандартные
условия: Условия, соответствующие температуре продукта 15 °С или 20 °С и
избыточному давлению, равному нулю.
3.6 товарная
нефть (нефть): Нефть, подготовленная к поставке потребителю в соответствии
с требованиями [1].
3.7 масса брутто
нефти: Общая масса нефти, включающая массу балласта.
3.8 масса
балласта: Общая масса воды, хлористых солей и механических примесей в
нефти.
3.9 масса нетто
нефти: Разность массы брутто нефти и массы балласта.
4
Характеристики погрешности измерений, выполняемых по методике измерений
4.1 Пределы
допускаемой относительной погрешности измерений, выполняемых в соответствии с
настоящими рекомендациями, составляют:
- при массе брутто
нефти до 120 т:
± 0,65 % - при измерениях
массы брутто нефти,
± 0,75 % - при
измерениях массы нетто нефти;
- при массе брутто
нефти от 120 т и более:
± 0,50 % - при
измерениях массы брутто нефти,
± 0,60 % - при
измерениях массы нетто нефти.
5
Метод измерений
5.1 Для измерения
массы нефти в горизонтальных цилиндрических резервуарах применяют косвенный
метод 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
по температуре.
5.3 Масса брутто
сданной (принятой) нефти вычисляют как разность массы брутто нефти в резервуаре
на момент начала операции сдачи (приема) нефти и после ее окончания.
5.4 Масса 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 Резервуар
горизонтальный как мера вместимости, поверенный и имеющий утвержденную
градуировочную таблицу с пределами допускаемой относительной погрешности не
более ± 0,25 % и информационную табличку, прикрепленную к измерительному люку
резервуара.
6.2 Рулетка измерительная
с грузом 3-го класса точности номинальной длиной 5 м (10 м) по ГОСТ
7502 или
метрошток с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 2 мм.
6.3 Термометр
стеклянный по ГОСТ
28498, ГОСТ
400 или по [2]
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 (устройства измерительного) с пределами
допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,2 °С.
6.4 Ареометр для
нефти по ГОСТ
18481 с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,5
кг/м3.
6.5 Переносной
пробоотборник по ГОСТ
2517.
6.6 Средства
измерений и технические средства, используемые 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.
6.7 Допускается
применение других средств измерений аналогичного назначения, метрологические
характеристики которых не уступают приведенным в данном разделе.
6.8 Средства
измерений, применяемые при выполнении измерений, должны быть сертифицированы
(аттестованы, внесены в государственный реестр) в стране применения и признаны
странами - участниками приемо-сдаточных операций.
7
Требования к квалификации операторов
7.1 К выполнению
измерений допускаются лица, отвечающие следующим требованиям:
- прошедшие
обучение, инструктаж на рабочем месте и стажировку по специальности, получившие
квалификацию товарного оператора не ниже третьего разряда и имеющие допуск к
самостоятельной работе;
- изучившие
настоящие Рекомендации, эксплуатационную документацию на резервуар (паспорт, технологическая
карта) и входящие в состав резервуара и применяемые при выполнении измерений
средства измерений и вспомогательные устройства.
8
Требования безопасности
Комментарии (0)
Чтобы оставить комментарий вам необходимо авторизоваться