РМГ 85-2009. Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти. Методика выполнения измерений в железнодорожных цистернах в системе магистрального нефтепроводного транспорта. Основные положения
(введены в действие Приказом Ростехрегулирования от 18.06.2009 № 194-ст)
Примечание
Введен в действие с 1 января 2010 года.
от 18 июня 2009 г. № 194-ст
РЕКОМЕНДАЦИИ ПО МЕЖГОСУДАРСТВЕННОЙ СТАНДАРТИЗАЦИИ
ГОСУДАРСТВЕННАЯ СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЕДИНСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
МЕТОДИКА ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ В ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНЫХ ЦИСТЕРНАХ В СИСТЕМЕ МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА
State system for ensuring the uniformity of measurements. Mass of oil. Method of measurement in railway tanks in the main petrowire systems. Basic propositions
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, принятия, применения, обновления и отмены».
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.)
4 Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 18 июня 2009 г. № 194-ст рекомендации по межгосударственной стандартизации РМГ 85-2009 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 2952-2005 «Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти. Методика выполнения измерений в железнодорожных цистернах в системе магистрального нефтепроводного транспорта»
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»
Настоящие рекомендации устанавливают методику выполнения измерений массы нефти, отпускаемой (принимаемой) нефтетранспортными организациями системы магистрального нефтепроводного транспорта ОАО «АК» «Транснефть» в железнодорожных цистернах (далее — цистерны) по [1].
В настоящих рекомендациях использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:
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 12.4.124-83 Система стандартов безопасности труда. Средства защиты от статического электричества. Общие технические требования
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 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 29329-92 Весы для статического взвешивания. Общие технические требования
ГОСТ 30414-96 Весы для взвешивания транспортных средств в движении. Общие технические требования.
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.
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 известной погрешностью (неопределенностью).
Примечание - В тексте вышеприведенного термина и его определения и далее по тексту раздела 3 термин «продукт» следует понимать как нефть.
3.2 прямой метод статических измерений массы продукта: Метод, основанный на прямых измерениях массы продукта статическим взвешиванием или взвешиванием в железнодорожных или автомобильных цистернах и составах в процессе их движения на весах.
3.3 косвенный метод статических измерений массы продукта: Метод, основанный на измерениях плотности и объема продукта в мерах вместимости (мерах полной вместимости).
3.4 мера вместимости: Средство измерений объема продукта, имеющее свидетельство о поверке и утвержденную градуировочную таблицу (резервуары, железнодорожные цистерны, танки наливных судов).
3.5 стандартные условия: Условия, соответствующие температуре продукта 15 °C или 20 °C и избыточному давлению, равному нулю.
3.6 товарная нефть (нефть): Нефть, подготовленная к поставке потребителю в соответствии с требованиями [2].
3.7 масса брутто нефти: Общая масса нефти, включающая массу балласта.
3.8 масса балласта: Общая масса воды, 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, выполняемой по методике, изложенной в настоящих рекомендациях, приведены в таблице 1.
5.1 Рекомендации предусматривают применение для измерений массы нефти в цистернах следующих методов:
5.2 При прямом методе статических измерений массу брутто нефти вычисляют как разность массы цистерн, заполненных нефтью, и массы порожних цистерн.
Массу цистерн, заполненных нефтью, и массу порожних цистерн определяют взвешиванием на весах. Метод предусматривает два варианта взвешивания:
- статическое взвешивание расцепленных цистерн;
- взвешивание расцепленных цистерн и нерасцепленных цистерн (составов цистерн) в движении.
5.3 При косвенном методе статических измерений массу брутто нефти в цистерне определяют как произведение объема нефти, принятой в цистерны, и плотности нефти, результат измерений которой приведен к условиям измерения объема.
5.4 Массу нетто нефти в цистерне (в составе цистерн) определяют как разность массы брутто нефти в цистернах (составе цистерн) и массы балласта, рассчитанной по результатам определения массовой доли воды, механических примесей и хлористых солей, полученным в испытательной (аналитической) лаборатории.
5.5 Результаты измерений округляют по правилам округления, изложенным в [3].
6. Средства измерений и вспомогательные устройства
6.1 При выполнении измерений прямым методом статических измерений, реализуемым статическим взвешиванием на весах расцепленных цистерн, применяют следующее оборудование:
6.1.1 Весы для статического взвешивания по ГОСТ 29329 класса точности не хуже «средний III» или весы для взвешивания транспортных средств в движении по ГОСТ 30414 с пределами допускаемой относительной погрешности не более +/- 0,4%.
6.1.2 Преобразователь температуры, входящий в состав переносного электронного измерителя уровня (измерительного устройства) с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более +/- 0,2 °C или термометр стеклянный для измерений температуры нефти с ценой деления 0,1 °C и пределами допускаемой абсолютной погрешности не более +/- 0,2 °C.
6.1.3 Плотномер переносной или ареометр для нефти по ГОСТ 18481 с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более +/- 0,5 кг/м3.
6.1.4 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.
6.1.5 Переносной пробоотборник по ГОСТ 2517.
6.1.6 Герметичная емкость для сбора и переноса объединенной пробы.
6.2 При выполнении измерений косвенным методом статических измерений применяют следующее оборудование:
6.2.1 Железнодорожные цистерны как меры вместимости, поверенные и имеющие утвержденную градуировочную таблицу с пределами допускаемой относительной погрешности определения вместимости не более +/- 0,30%.
6.2.2 Метрошток номинальной длиной 4,5 м с ценой деления шкалы 1 мм и пределами допускаемой погрешности не более +/- 2 мм, рулетка измерительная с грузом 3-го класса точности по ГОСТ 7502 номинальной длиной 5 м или электронный измеритель уровня (устройство измерительное) с пределами допускаемой погрешности не более +/- 3 мм.
6.2.3 Преобразователь температуры, входящий в состав переносного электронного измерителя уровня (измерительного устройства), с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более +/- 0,2 °C или термометр стеклянный с ценой деления 0,1 °C и пределами допускаемой абсолютной погрешности не более +/- 0,2 °C.
6.2.4 Плотномер переносной или ареометр для нефти по ГОСТ 18481 с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более +/- 0,5 кг/м3.
6.2.5 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.
6.2.6 Переносной пробоотборник по ГОСТ 2517.
6.3 Допускается применение других средств измерений аналогичного назначения, метрологические характеристики которых не уступают приведенным в данном разделе.
6.4 Средства измерений, применяемые при выполнении измерений, должны быть сертифицированы (аттестованы, внесены в государственный реестр) в стране применения и признаны странами — участниками приемосдаточных операций.
6.5 Применяемые средства измерений должны иметь действительные свидетельства о поверке или поверительные клейма.
7.1 Нефть по степени подготовки должна соответствовать требованиям [2].
В случае невыполнения указанного условия оператор должен сообщить о нарушениях начальнику приемосдаточного пункта (наливного пункта).
8. Требования к квалификации операторов
8.1 К выполнению измерений допускают лиц, отвечающих следующим требованиям:
- прошедшие обучение и стажировку по специальности, получившие квалификацию товарного оператора не ниже четвертого разряда и имеющие допуск к самостоятельной работе;
- изучившие настоящую рекомендацию, технологическую схему наливной эстакады, техническую документацию на цистерны, эксплуатационную документацию на применяемые средства измерений и вспомогательные устройства.
9.1 При выполнении измерений массы нефти в цистернах возможно наличие следующих опасных и вредных производственных факторов:
Смесь паров нефти с воздухом по степени взрывоопасности относится к категории IIА, группе Т4 («Правила устройства электроустановок»);
По степени воздействия на организм человека (токсичности) нефть, в зависимости от содержания в ней сероводорода, относится к 3-му классу опасности вредного вещества («умеренно опасное») или 2-му классу опасности («высокоопасное») по ГОСТ 12.1.007.
9.2. Для обеспечения взрывобезопасности при выполнении измерений применяемые средства измерений и вспомогательные устройства, относящиеся к категории электрооборудования, должны быть сертифицированы на соответствие требованиям к взрывобезопасности.
Переносные средства измерений и технические средства должны быть изготовлены из материалов, исключающих возможность образования искр при контакте с конструктивными элементами цистерн.
9.3 На территории наливной эстакады по графику, утвержденному руководителем структурного подразделения, в установленных точках следует проводить контроль соответствия воздуха рабочей зоны санитарно-гигиеническим требованиям ГОСТ 12.1.007. Контроль проводят аттестованные работники с помощью переносных газоанализаторов.
Содержание вредных веществ в воздухе рабочей зоны не должно достигать уровня предельно допустимых концентраций, установленных в ГОСТ 12.1.005.
9.4 Минимальная освещенность на лестницах и переходах нефтеналивной эстакады — не менее 10 лк, на технологических площадках для измерений уровня нефти и отбора проб — не менее 30 лк.
В качестве переносных светильников следует применять аккумуляторные фонари напряжением не более 12 В во взрывобезопасном исполнении, включение и выключение которых должно выполняться вне взрывоопасной зоны нефтеналивной эстакады (на расстоянии более 20 м от мест открытого слива).
9.5 К выполнению измерений массы нефти допускают лиц не моложе 18 лет, не имеющих медицинских противопоказаний к работе на опасных производственных объектах, отвечающих установленным квалификационным требованиям, прошедших обучение и проверку знаний норм и правил безопасности труда.
9.6 Операторы должны иметь одежду и обувь, изготовленные из материалов, не накапливающих статическое электричество, в соответствии с требованиями ГОСТ 12.4.124, ГОСТ 27574, ГОСТ 27575. Обувь не должна иметь металлических накладок и гвоздей. Измерения уровня нефти и отбор проб выполняют в резиновых перчатках.
9.7 Перед заполнением цистерн должно быть проверено выполнение работ по подготовке цистерн для налива и транспортирования нефти и наличие отметки в сопроводительных документах о проведении их технического осмотра.
9.8 При открытии измерительных люков, отборе проб и измерениях уровня нефти оператор должен находиться с наветренной стороны (стоять спиной к ветру). Работы следует проводить в присутствии наблюдающего (дублера).
Операторам запрещается проводить измерения уровня нефти и отбор проб во время грозы.
9.9 Для безопасной доставки проб нефти с наливной эстакады в лабораторию переносить их следует в специальных тканевых сумках, надеваемых через плечо.
9.10 Для операторов, выполняющих измерения в соответствии с настоящими рекомендациями, начальником подразделения должна быть разработана инструкция по охране труда, которую утверждает руководитель структурного подразделения. Рекомендации должны быть доведены до исполнителей под роспись.
9.11 При обнаружении течи в железнодорожной цистерне налив должен быть немедленно приостановлен до полного устранения неисправности. Если течь устранить невозможно, цистерна должна быть освобождена от налитой нефти.
10. Подготовка к выполнению измерений
10.1 Перед наливом нефти и выполнением измерений необходимо подготовить наливную станцию (технологическую схему налива), при этом проверить:
- положение и техническое состояние запорной арматуры на подводящих трубопроводах, исправность наливных устройств, плотность соединений телескопических труб или рукавов; обнаруженные несоответствия и нарушения должны быть немедленно устранены;
- исправность средств измерений, вторичной аппаратуры и технических средств; чистоту емкости для отбора объединенной пробы;
- целостность пломб на трубопроводах и линиях, включение которых в работу не предусматривается.
11.1 Выполнение измерений прямым методом статических измерений расцепленных цистерн статическим взвешиванием на весах и взвешиванием на весах в движении
11.1.1 Устанавливают цистерну на грузоприемное устройство весов (пропускают через весы порожние расцепленные цистерны).
11.1.2 Измеряют массу порожней цистерны M_{\text{п}} в тоннах. Результат измерений округляют до второго знака после запятой.
11.1.3 Наполняют цистерну нефтью.
11.1.4 Измеряют температуру нефти в цистерне t_{\text{н}} , °C, с помощью преобразователя температуры электронного измерителя уровня (измерительного устройства). С этой целью преобразователь температуры через горловину цистерны погружают на уровень, расположенный на высоте 0,33 диаметра цистерны от нижней внутренней образующей. Отсчет температуры проводят после выдержки преобразователя на указанном уровне в течение времени, указанного в эксплуатационной документации на электронный измеритель уровня с преобразователем температуры. Результат измерений округляют до первого знака после запятой.
При отсутствии электронного уровнемера с функцией измерения температуры температуру нефти в цистерне определяют по температуре точечной пробы t_{\text{т}.\text{п}} , при этом принимают t_{\text{н}} = t_{\text{т}.\text{п}} . Температуру точечной пробы измеряют стеклянным термометром. Результат измерений округляют до ближайшего деления шкалы. Процедура отбора точечной пробы приведена в 11.1.5.
11.1.5 Точечные пробы отбирают переносным пробоотборником через горловину цистерны с уровня, расположенного на высоте 0,33 диаметра цистерны от нижней внутренней образующей. При отборе точечной пробы, температура которой должна быть измерена, пробоотборник предварительно выдерживают на указанном уровне в течение 5 мин.
11.1.6 Объединенную пробу формируют из точечных проб, число которых должно обеспечивать объем объединенной пробы, достаточный для определения показателей качества нефти.
При последовательном заполнении нескольких цистерн нефтью из одного резервуара точечные пробы отбирают из каждой четвертой цистерны (но не менее чем из двух). В этом случае:
- объединенную пробу составляют смешением точечных проб пропорционально объемам нефти в цистернах, из которых отобраны пробы (объем определяют по номинальной вместимости цистерн);
- температуру нефти измеряют в каждой цистерне, из которой проведен отбор проб;
- среднюю температуру нефти в цистернах рассчитывают как среднее взвешенное значение температур отобранных точечных проб по формуле
где t_{i} — температура нефти в i-й цистерне;
V_{i} — объем нефти в i-й цистерне.
11.1.7 Измеряют массу груженой цистерны M_{\text{г}} в тоннах. Результат измерений округляют до второго знака после запятой.
11.1.8 Плотность нефти измеряют плотномером в соответствии с инструкцией по эксплуатации на данный тип или по ГОСТ 3900 с учетом [4], или по [5] с учетом систематической погрешности, определенной по [1], по объединенной пробе, отобранной из цистерн в соответствии с требованиями 11.1.6. Результат измерений приводят к условиям измерения объема нефти в цистерне.
11.1.9 Вычисляют массу брутто нефти в цистерне M_{\text{бр}} по формуле
где \rho_{\text{возд}} — плотность воздуха, значение которой принимается равным 1,2 кг/м3;
\rho_{\text{н}} — плотность погруженной нефти, значение которой приведено к условиям измерения объема нефти в цистерне (цистернах), кг/м3.
Рассчитанное значение массы брутто нефти в тоннах округляют до второго знака после запятой.
11.1.10 Массу брутто нефти в составе цистерн находят суммированием масс брутто нефти в отдельных цистернах.
11.1.11 Массу нетто нефти в цистерне M_{\text{н}} , т, вычисляют по формуле
M_{\text{н}} = M_{\text{бр}}(1 - \frac{W_{\text{м}.\text{в}} + W_{\text{м}.\text{п}} + W_{\text{х}.\text{с}}}{100}) , (3)
где W_{\text{м}.\text{в}} — массовая доля воды в нефти, %;
W_{\text{м}.\text{п}} — массовая доля механических примесей в нефти, %;
W_{\text{х}.\text{с}} — массовая доля хлористых солей в нефти, %.
Результат измерений массы нетто нефти в цистерне округляют до второго знака после запятой.
Показатели W_{\text{м}.\text{в}} , W_{\text{м}.\text{п}} , W_{\text{х}.\text{с}} определяют по результатам испытаний объединенной пробы нефти, отобранной из цистерны (цистерн).
11.1.12 Массу нетто нефти в составе цистерн определяют суммированием масс нетто нефти в каждой цистерне. Результат вычисления представляют в тоннах с округлением до целого числа.
11.2 Выполнение измерений прямым методом статических измерений взвешиванием на весах в движении составов цистерн
11.2.1 Пропускают через весы порожний состав цистерн и измеряют массу порожнего состава цистерн M_{\text{с}.\text{п}} в тоннах (без учета массы локомотива). Результат измерений округляют до первого знака после запятой.
Примечание — Исключение из результата измерений состава цистерн массы локомотива весами по ГОСТ 30414 выполняется автоматически.
11.2.2 Наполняют цистерны нефтью.
11.2.3 Измеряют температуру нефти в цистернах в соответствии с 11.1.4.
11.2.4 Проводят отбор проб из цистерн в соответствии с 11.1.5 и 11.1.6.
11.2.5 Пропускают через весы состав с грузом и измеряют его массу M_{\text{с}.\text{г}} в тоннах (без учета массы локомотива).
11.2.6 Плотность нефти определяют согласно требованиям, изложенным в 11.1.8.
11.2.7 Массу брутто нефти в составе цистерн M_{\text{бр}.\text{с}} , т, вычисляют по формуле
M_{\text{бр}.\text{с}} = M_{\text{с}.\text{г}}(1 + \frac{\rho_{\text{возд}}}{\rho_{\text{н}}}) - M_{\text{с}.\text{п}} , (4)
где \rho_{\text{н}} — плотность погруженной нефти, значение которой приведено к температуре нефти в цистернах;
\rho_{\text{возд}} — плотность воздуха, значение которой принимается равным 1,2 кг/м3.
Результат измерений округляют до первого знака после запятой.
11.2.8 Массу нетто нефти в составе цистерн \text{М}_{\text{н}.\text{с}} , т, вычисляют по формуле
M_{\text{н}.\text{с}} = M_{\text{бр}.\text{с}}(1 - \frac{W_{\text{м}.\text{в}} + W_{\text{м}.\text{п}} + W_{\text{х}.\text{с}}}{100}) , (5)
где W_{\text{м}.\text{в}} — массовая доля воды в нефти, %;
W_{\text{м}.\text{п}} — массовая доля механических примесей в нефти, %;
W_{\text{х}.\text{с}} — массовая доля хлористых солей в нефти, %.
Результат измерений округляют до первого знака после запятой.
Показатели W_{\text{м}.\text{в}} , W_{\text{м}.\text{п}} , W_{\text{х}.\text{с}} определяют по результатам испытаний объединенной пробы нефти, отобранной из цистерны (цистерн).
11.3 Выполнение измерений косвенным методом статических измерений
11.3.1 В наполненных цистернах после отстоя нефти продолжительностью не менее 10 мин измеряют уровень нефти, температуру нефти, отбирают точечные пробы, из которых формируют объединенную пробу.
11.3.2 Уровень нефти измеряют с помощью метроштока в двух противоположных точках люка по продольной оси цистерны. Метрошток вертикально опускают до дна цистерны через люк колпака, при этом контролируют, чтобы он не попал в углубление для нижних сливных приборов. Отсчет показаний проводят по линии смачивания метроштока с дискретностью 1 мм.
Расхождение между результатами измерений в двух противоположных точках люка не должно быть более 5 мм.
В качестве результата измерений уровня нефти в цистерне принимают среднеарифметическое значение результатов измерений в двух противоположных точках люка h в метрах.
Измерения допускается выполнять металлической рулеткой с грузом.
11.3.3 Измеряют температуру нефти в цистернах в соответствии с 11.1.4.
11.3.4 Проводят отбор проб из цистерн в соответствии с 11.1.5 и 11.1.6.
11.3.5 Объем нефти в каждой цистерне V_{\text{ц}} , м3, с учетом поправки на температуру нефти в цистерне вычисляют по формуле
V_{\text{ц}} = V_{\text{гр}}[1 + (2\alpha_{\text{ст}} + \alpha_{s})(t_{\text{ст}} - 20)] , (6)
где V_{\text{гр}} — объем нефти в цистерне, определенный по результатам измерения уровня нефти h в цистерне по градуировочной таблице, составленной для температуры 20 °C;
\alpha_{\text{ст}} — температурный коэффициент линейного расширения материала стенки цистерны, 1/°C, значение которого принимают равным 12,5 \cdot 10^{- 6} ;
\alpha_{s} — температурный коэффициент линейного расширения материала метроштока (измерительной рулетки с грузом), 1/°C, значение которого принимают равным:
23 \cdot 10^{- 6} — для метроштока (рулетки) из алюминия;
t_{\text{ст}} — температура стенки цистерны, принимаемая равной температуре нефти в цистерне t_{\text{н}} .
Значение объема нефти округляют до второго знака после запятой.
11.3.6 Плотность нефти определяют в соответствии с 11.1.8.
11.3.7 Массу брутто нефти M_{\text{бр}} , кг, в каждой цистерне вычисляют по формуле
где V_{\text{ц}} — объем нефти в цистерне, определенный по формуле (6), м3;
\rho_{v} — плотность нефти в объединенной пробе, значение которой приведено к условиям измерения объема, кг/м3.
Результат измерений представляют в тоннах и округляют до первого знака после запятой.
11.3.8 Массу нетто нефти M_{\text{н}} , т, в каждой цистерне вычисляют по формуле
M_{\text{н}} = M_{\text{бр}}[1 - \frac{W_{\text{м}.\text{в}} + W_{\text{м}.\text{п}} + W_{\text{х}.\text{с}}}{100}] , (8)
где W_{\text{м}.\text{в}} — массовая доля воды в нефти, %;
W_{\text{х}.\text{с}} — массовая доля хлористых солей в нефти, %.
Результат измерений округляют до первого знака после запятой.
Значения W_{\text{м}.\text{в}} , W_{\text{м}.\text{п}} , W_{\text{х}.\text{с}} определяют по результатам испытаний объединенной пробы нефти в испытательной (аналитической) лаборатории.
11.3.9 Массу брутто нефти в составе цистерн и массу нетто нефти в составе цистерн определяют суммированием соответствующих значений масс нефти в цистернах.
12. Обработка результатов измерений
12.1 Обработку результатов измерений объема и массы нефти и необходимые расчеты выполняют с помощью системы обработки информации автоматически (с учетом данных, введенных оператором вручную). Допускается ручная обработка результатов измерений.
12.2 Алгоритмы и программы обработки данных результатов измерений должны быть аттестованы в порядке, установленном в [6].
13. Оформление результатов измерений
13.1 Протоколы измерений, выполненных средствами измерений, обеспечивающими автоматический ввод данных в систему обработки информации, хранят в распечатанном виде в деле. Форма протоколов — согласно установленной в компьютерной программе системы.
13.2 Результаты измерений, выполненных неавтоматизированными средствами измерений, фиксируют в журнале (на листах) регистрации результатов измерений, по формам, приведенным в Приложении А.
13.3 На основании журналов регистрации результатов измерений оформляют акт приема-сдачи нефти.
14. Обеспечение требований к погрешности измерений
14.1 Средства измерений, применяемые при измерениях, должны иметь сертификат об утверждении типа.
14.2 Средства измерений, применяемые при измерениях, должны быть поверены. Периодичность поверки — не реже одного раза в год.
14.3 Поверку железнодорожных цистерн проводят в соответствии с ПМГ 65 с периодичностью не реже одного раза в пять лет.
ФОРМЫ ЖУРНАЛОВ (ЛИСТОВ) РЕГИСТРАЦИИ РЕЗУЛЬТАТОВ ИЗМЕРЕНИЙ МАССЫ НЕФТИ В ЦИСТЕРНАХ
А.1 Форма журнала (листа) регистрации результатов измерений массы нефти в цистернах для наливных пунктов, применяющих прямой метод статических измерений для расцепленных цистерн
| Номер п.п. | Номер цистерны | Масса порожней цистерны, т | Масса загруженной цистерны, т | Плотность нефти, кг/м3 | Масса брутто нефти в цистерне, т | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | ||
| Масса брутто нефти в составе, т: | |||||||
| Значения показателей балласта, % | W = м.в | W = W = м.п х.с | |||||
| Масса нетто нефти в составе, т: | |||||||
| Фамилия, инициалы оператора: Личная подпись: Дата: | |||||||
А.2 Форма журнала (листа) регистрации результатов измерений массы нефти в цистернах для наливных пунктов, применяющих прямой метод статических измерений для нерасцепленных цистерн
| Номер п.п. | Масса порожнего состава, т | Масса загруженного состава, т | Плотность нефти, кг/м3 | Масса брутто нефти, т |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| Значения показателей балласта, % | W = м.в | W = м.п | W = х.с | |
| Масса нетто нефти в составе, т: | ||||
| Фамилия, инициалы оператора: | ||||
| Личная подпись: | ||||
| Дата: | ||||
А.3 Форма журнала (листа) регистрации результатов измерений массы нефти в цистернах для наливных пунктов, применяющих косвенный метод статических измерений
| Номер п.п. | Номер цистерны | Уровень нефти в цистерне, мм | Температура нефти в цистерне, °C | Объем нефти в цистерне, м3 | Плотность нефти в цистерне, кг/м3 | Масса брутто нефти в цистерне, т | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | |||
| Масса брутто нефти в составе, т: | |||||||||
| Значения показателей балласта, % | W = м.в | W = м.п | W = х.с | ||||||
| Масса нетто нефти в составе, т: | |||||||||
| Фамилия, инициалы оператора: Личная подпись: Дата: | |||||||||
ПРИМЕР ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ МАССЫ НЕФТИ КОСВЕННЫМ МЕТОДОМ СТАТИЧЕСКИХ ИЗМЕРЕНИЙ
Заполняют цистерну нефтью до указателя уровня налива и обеспечивают отстаивание нефти продолжительностью не менее 10 мин.
Б.1 Выполнение измерения массы нефти в первой цистерне
Б.1.1 Измерение уровня нефти в цистерне
Выполняются процедуры, изложенные в 11.3.2.
Результат первого измерения уровня нефти в резервуаре h_{1} = 3195\text{мм} .
Результат второго измерения h_{2} = 3193\text{мм} .
Среднеарифметическое значение двух измерений h:
h = (h_{1} + h_{2})/2 = (3195 + 3193)/2 = 3194\text{мм} .
Б.1.2 Определение температуры нефти в цистерне
Выполняются процедуры, изложенные в 11.1.4.
Результат измерения t_{\text{н}} = 16°C .
Б.1.3 Определение объема нефти в цистерне
Определяют объем нефти в цистерне V_{\text{ц}} , м3, по формуле (6), принимая:
- объем нефти в цистерне, определенный по градуировочной таблице по измерениям уровня нефти в цистерне h, составленной для температуры 20 °C, V_{\text{гр}} = 85,39\text{м}^{3} ;
- температурный коэффициент линейного расширения материала стенки цистерны \alpha_{\text{ст}} = 12,5 \cdot 10^{- 6}1/^{\circ}C ;
- температурный коэффициент линейного расширения метроштока из нержавеющей стали \alpha_{s} = 12,5 \cdot 10^{- 6}1/^{\circ}C ;
- температуру стенки резервуара, принимаемую равной температуре нефти в цистерне t_{\text{ст}} = 16°C .
V_{\text{ц}} = 85,39(1 + (2 \cdot 12,5 \cdot 10^{- 6} + 12,5 \cdot 10^{- 6})(16 - 20)) = 85,377\text{м}^{3} .
Б.1.4 Определение плотности нефти в цистерне
По результатам измерений плотность нефти, приведенная к условиям измерения объема нефти, составляет \rho = 850,0\text{кг}/\text{м}^{3} .
Б.1.5 Определение массы брутто нефти в цистерне
Массу брутто нефти в первой цистерне вычисляем по формуле (7), принимая:
- объем нефти в цистерне V_{\text{ц}} = 85,38\text{м}^{3} ;
- плотность нефти в цистерне, приведенная к условиям измерения объема, \rho = 850,0\text{кг}/\text{м}^{3} .
M_{\text{бр}} = 85,38 \cdot 850 \cdot 10^{- 3} = 72,573\text{т} .
С учетом проведенного округления принимаем M_{\text{бр}} = 72,6\text{т} .
Б.1.6 Определение массы нетто нефти в цистерне
Массу нетто нефти в цистерне вычисляем по формуле (8), принимая:
- массу брутто нефти в первой цистерне M_{\text{бр}} = 72,6\text{т} ;
- массовую долю воды в нефти W_{\text{м}.\text{в}} = 0,2\% ;
- массовую долю механических примесей в нефти W_{\text{м}.\text{п}} = 0,02\% ;
- массовую долю хлористых солей в нефти W_{\text{х}.\text{с}} = 0,018\% .
M_{\text{н}} = 72,6[1 - \frac{0,2 + 0,02 + 0,018}{100}] = 72,427\text{т} .
С учетом проведенного округления M_{\text{н}} = 72,4\text{т} .
Б.2 Измерения массы нефти во второй и последующих цистернах проводят в соответствии с Б.1.
Б.3 Массу брутто нефти в железнодорожном составе и массу нетто нефти в железнодорожном составе определяют суммированием соответствующих значений масс нефти в цистернах.
ОЦЕНКА ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЙ МАССЫ НЕФТИ
Оценка погрешности измерений выполнена при аттестации МВИ с использованием пределов допускаемых погрешностей применяемых средств измерений.
В.1 Оценка погрешности измерений массы нефти при применении прямого метода статических измерений
В.1.1 Пределы относительной погрешности измерений массы нефти в цистерне, %, вычисляют по формуле
\delta m = \pm 1,1 \sqrt{\delta K^{2} + (K_{\text{ф}} \cdot \delta H)^{2} + G^{2}(\delta\rho^{2} + \beta^{2} \cdot 10^{4} \cdot \Delta t_{\rho}^{2}) + \beta^{2} \cdot 10^{4} \cdot \Delta t_{v}^{2}} , (В.1)
где \delta K — относительная погрешность составления градуировочной таблицы, %;
K_{\text{ф}} — коэффициент, учитывающий геометрическую форму цистерны, вычисляемый по формуле K_{\text{ф}} = \frac{\Delta VH}{V_{0}} (H — уровень нефти в цистерне, мм; \Delta V — объем нефти, приходящийся на 1 мм высоты наполнения цистерны на измеряемом уровне наполнения H, м3/мм; V_{0} — объем нефти в цистерне на измеряемом уровне H, м3);
G — коэффициент, вычисляемый по формуле G = \frac{1 + 2\beta \cdot t_{v}}{1 + 2\beta \cdot t_{\rho}} ( \beta — коэффициент объемного расширения нефти);
\delta\rho — относительная погрешность измерений плотности нефти, кг/м3, вычисляемая по формуле \delta\rho = \frac{\Delta\rho}{\rho_{\text{мин}}} 100 ( \Delta\rho — абсолютная погрешность определения плотности в лаборатории или абсолютная погрешность переносного плотномера, кг/м3; \rho_{\text{мин}} — минимальное значение плотности нефти, кг/м3);
\Delta t_{\rho} — абсолютные погрешности измерения температуры нефти при измерении ее плотности, °C;
\Delta t_{v} — абсолютные погрешности измерения температуры нефти при измерении ее объема, °C.
В.1.2 Пределы относительной погрешности измерений массы нефти в железнодорожном составе, %, вычисляют по формуле
\delta m_{c} = \frac{1}{m_{c}} \sum_{i = 1}^{n} m_{i} \cdot \delta m_{i} , (В.2)
где m_{c} — масса нефти в железнодорожном составе, кг;
m_{i} — масса нефти в i-й цистерне;
В.1.3 Пределы относительной погрешности измерений объема нефти, %, вычисляют по формуле
где \delta K — относительная погрешность составления градуировочной таблицы, %;
\Delta H — абсолютная погрешность средства измерений уровня, мм.
В.2 Оценка погрешности измерений массы нефти при применении прямого метода статических измерений взвешиванием на весах расцепленных цистерн
В.2.1 Пределы относительной погрешности измерений массы нефти в цистерне, %, вычисляют по формуле
\delta m = \frac{100}{m} \sqrt{\Delta m_{\text{г}}^{2} - \Delta m_{\text{п}}^{2}} , (В.4)
где \Delta m_{\text{г}} — абсолютная погрешность весов при измерениях массы груженой цистерны, кг, берут из эксплуатационной документации на весы;
\Delta m_{\text{п}} — абсолютная погрешность весов при измерениях массы порожней цистерны, кг, берут из эксплуатационной документации на весы.
В.2.2 Пределы относительной погрешности измерений массы нефти в железнодорожном составе в процентах вычисляют по формуле (В.2).
В.3 Оценка погрешности измерений массы нефти при применении прямого метода статических измерений взвешиванием на весах в движении нерасцепленных цистерн и составов из них
В.3.1 Пределы относительной погрешности измерений массы нефти, %, вычисляют по формуле
\delta m = \frac{100}{m} \sqrt{\Delta m_{\text{с}.\text{г}}^{2} - \Delta m_{\text{с}.\text{п}}^{2}} , (В.5)
где \Delta m_{\text{с}.\text{г}} — абсолютная погрешность измерения массы груженого состава, кг;
\Delta m_{\text{с}.\text{п}} — абсолютная погрешность измерения массы порожнего состава, кг.
В.4 Пределы относительной погрешности измерений массы нетто нефти, %, вычисляют по формуле
\delta M_{\text{н}} = 1,1 \sqrt{(\delta m^{*})^{2} + \frac{\Delta W_{\text{м}.\text{в}}^{2} + \Delta W_{\text{м}.\text{п}}^{2} + \Delta W_{\text{х}.\text{с}}^{2}}{(1 - \frac{W_{\text{м}.\text{в}} + W_{\text{м}.\text{п}} + W_{\text{х}.\text{с}}}{100})}} , (В.6)
где \Delta W_{\text{м}.\text{в}} — абсолютная погрешность измерения массовой доли воды в нефти, %;
\Delta W_{\text{м}.\text{п}} — абсолютная погрешность измерения массовой доли механических примесей в нефти, %;
\Delta W_{\text{х}.\text{с}} — абсолютная погрешность измерения массовой доли хлористых солей в нефти, %.
Величину \delta m^{*} при применении косвенных методов измерений массы нефти вычисляют по формуле
\delta m^{*} = \frac{\delta m}{1,1} , (В.7)
где \delta m — пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти косвенными методами, %.
При применении прямых методов измерений массы брутто нефти значение \delta m^{*} принимают равным относительной погрешности измерений массы брутто нефти с помощью весов.
Абсолютные погрешности измерений массовых долей воды, механических примесей и хлористых солей в нефти вычисляют в соответствии с Приложением Г.
(обязательное)
ПОРЯДОК РАСЧЕТА ПОГРЕШНОСТЕЙ ПРИ ОПРЕДЕЛЕНИИ В ЛАБОРАТОРИИ МАССОВЫХ ДОЛЕЙ ВОДЫ, МЕХАНИЧЕСКИХ ПРИМЕСЕЙ И ХЛОРИСТЫХ СОЛЕЙ
Абсолютные погрешности определений массовых долей воды и механических примесей в процентах вычисляют в соответствии с [3]. Для доверительной вероятности P = 0,95 и двух измерений соответствующего показателя качества нефти абсолютную погрешность его измерений вычисляют по формуле
\Delta = \pm \frac{\sqrt{R^{2} - r^{2} \cdot 0,5}}{\sqrt{2}} , (Г.1)
где R и r — воспроизводимость и сходимость метода определения соответствующего показателя качества нефти, значения которых приведены в ГОСТ 2477, ГОСТ 6370, ГОСТ 21534, выраженные в массовых долях.
Воспроизводимость метода определения концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534 принимают равной удвоенному значению сходимости r. Значение сходимости r_{\text{х}.\text{с}} , выраженное в мг/дм3 по ГОСТ 21534, переводят в массовые доли по формуле
r = \frac{0,1r_{\text{х}.\text{с}}}{\rho} , (Г.2)
где r_{\text{х}.\text{с}} — сходимость метода по ГОСТ 21534, мг/дм3 (г/м3);
\rho — плотность нефти при температуре измерений массы нефти, кг/м3.
1. ГОСТ Р 51659-2000 Вагоны-цистерны магистральных железных дорог колеи 1520 мм. Общие технические условия
2. ГОСТ Р 51858-2002 Нефть. Общие технические условия
3. ГОСТ Р 8.580-2001 Государственная система обеспечения единства измерений. Определение и применение показателей прецизионности методов испытаний нефтепродуктов
4. МИ 2153-2004 Государственная система обеспечения единства измерений. Плотность нефти. Требования к методикам выполнения измерений ареометром при учетных операциях
5. ГОСТ Р 51069-97 Нефть и нефтепродукты. Метод определения плотности, относительной плотности и плотности в градусах API ареометром
6. МИ 2676-2001 Государственная система обеспечения единства измерений. Методика метрологической аттестации алгоритмов и программ обработки данных результатов измерений при определении объема и массы нефти и нефтепродуктов. Общие положения.
------------------------------------------------------------------