— Все документы — Нормативные документы по надзору в области строительства — Нормативные документы по техническому регулированию и метрологии — РМГ 87-2009 ГСИ. МАССА НЕФТИ МЕТОДИКА ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ В ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ РЕЗЕРВУАРАХ В СИСТЕМЕ МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА

РМГ 87-2009 ГСИ. МАССА НЕФТИ МЕТОДИКА ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ В ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ РЕЗЕРВУАРАХ В СИСТЕМЕ МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА

РМГ 87-2009 ГСИ. МАССА НЕФТИ МЕТОДИКА ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ В ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ РЕЗЕРВУАРАХ В СИСТЕМЕ МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА

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


Возврат к списку
(Нет голосов)

Комментарии (0)


Чтобы оставить комментарий вам необходимо авторизоваться
Самые популярные документы
Новости
Все новости