РМГ 85-2009 ГСИ. МАССА НЕФТИ МЕТОДИКА ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ В ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНЫХ ЦИСТЕРНАХ В СИСТЕМЕ МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА

Государственная система обеспечения единства измерений

МАССА НЕФТИ

Основные положения

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»

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:

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»

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

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО МЕЖГОСУДАРСТВЕННОЙ СТАНДАРТИЗАЦИИ

Государственная система обеспечения единства измерений

МАССА НЕФТИ

МЕТОДИКА ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ В ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНЫХ ЦИСТЕРНАХ
В СИСТЕМЕ МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА

Основныеположения

State system for ensuring the uniformity of measurements. Mass of oil.
Method of measurement in railway tanks in the main petrowire systems. Basic propositions

Датавведения - 2010-01-01

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 °С или 20 °С 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.

4.1 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений, выполняемой по методике, изложенной в настоящих рекомендациях, приведены в таблице 1.

Таблица 1

5.1 Рекомендации предусматривают применение для измерений массы нефти в цистернах следующих методов:

- прямого метода статических измерений;

- косвенного метода статических измерений.

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].

6.1 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 °С или термометр стеклянный для измерений температуры нефти с ценой деления 0,1 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,2 °С.

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 °С или термометр стеклянный с ценой деления 0,1 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,2 °С.

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.

6.2.7 Герметично закрываемая емкость для сбора и переноса объединенной пробы.

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 приемо-сдаточных 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].

8 случае невыполнения указанного условия оператор должен сообщить о нарушениях начальнику приемо-сдаточного пункта (наливного пункта).