РМГ 87-2009 ГСИ. МАССА НЕФТИ МЕТОДИКА ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ В ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ РЕЗЕРВУАРАХ 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, 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. № 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

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

1.1 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.

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.

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.

4.1 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.

5.1 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.

6.1 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.

7.1 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.