РМГ 88-2009 ГСИ. МАССА НЕФТИ МЕТОДИКА ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ В АВТОМОБИЛЬНЫХ ЦИСТЕРНАХ В СИСТЕМЕ МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА

Государственная система обеспечения единства измерений

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, рекомендации по межгосударственной стандартизации. Порядок разработки, принятия, 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. № 197-ст рекомендации по межгосударственной стандартизации РМГ 88-2009 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 2953-2005 «Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти. Методика выполнения измерений в автомобильных цистернах в системе магистрального нефтепровод-нога 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 АВТОМОБИЛЬНЫХ
ЦИСТЕРНАХ В СИСТЕМЕ МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА

Основныеположения

State system for ensuring the uniformity of measurements. Mass of oil.
Method of measurement in automobile 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 в автомобильные цистерны (далее - цистерны).

В настоящих рекомендациях использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

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 2477-65 Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды

ГОСТ 2517-85 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб

ГОСТ 6370-83 Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей

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

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 известной погрешностью (неопределенностью).

Примечание - В 3.1-3.6 термин «продукт» следует понимать как нефть.

3.2 прямой метод статических измерений массы продукта: Метод, основанный на прямых измерениях массы продукта статическим взвешиванием в автомобильных цистернах.

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 мера полной вместимости: Средство измерений объема продукта, имеющее свидетельство о поверке и оснащенное указателем уровня наполнения (автоцистерны, прицепы-цистерны, полуприцепы-цистерны).

3.6 стандартные условия: Условия, соответствующие температуре продукта 15 °С или 20 °С и избыточному давлению, равному нулю.

3.7 товарная нефть (нефть): Нефть, подготовленная к поставке потребителю в соответствии с требованиями [1].

3.8 масса брутто нефти: Общая масса нефти, включающая массу балласта.

3.9 масса балласта: Общая масса воды, солей и механических примесей в нефти.

3.10 масса нетто нефти: Разность массы брутто нефти и массы балласта.

4.1 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений, выполняемых в соответствии с настоящими рекомендациями, составляют:

- для прямого метода статических измерений:

± 0,40 % - при измерениях массы брутто нефти,

± 0,50 % - при измерениях массы нетто нефти;

- для косвенного метода статических измерений:

± 0,65 % - при измерениях массы брутто нефти,

± 0,75 % - при измерениях массы нетто нефти.

5.1 Для измерений массы нефти в цистернах применяют следующие методы:

- прямой метод статических измерений;

- косвенный метод статических измерений.

5.2 При прямом методе статических измерений массу брутто нефти в цистерне определяют как разность результатов взвешивания цистерны на автомобильных весах до заполнения нефтью и после заполнения.

5.3 При косвенном методе статических измерений массу брутто нефти в цистерне определяют как произведение объема нефти, принятой в цистерну, и плотности нефти, результат измерений которой приведен к условиям измерения объема.

5.4 Массу нетто нефти в цистерне определяют как разность массы брутто нефти и массы балласта, рассчитанной по результатам определения массовой доли воды, механических примесей и хлористых солей, полученным в испытательной (аналитической) лаборатории.

6.1 При выполнении измерений прямым методом статических измерений применяют:

6.1.1 Весы автомобильные для статического взвешивания по ГОСТ 29329 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, 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.

6.1.5 Переносной пробоотборник по ГОСТ 2517.

6.1.6 Герметично закрываемая емкость для сбора и переноса объединенной пробы.

6.2 При применении косвенного метода статических измерений применены следующие средства измерений:

6.2.1 Цистерна, поверенная как мера полной вместимости с пределами допускаемой относительной погрешности не более ± 0,4 %.

6.2.2 Линейка металлическая с конечной нулевой отметкой шкалы с ценой деления 1 мм и пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 1 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, 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.

6.2.6 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 К выполнению измерений допускают лиц, отвечающих следующим требованиям:

- прошедшие в установленном в нефтетранспортной организации порядке обучение и стажировку по специальности, получившие квалификацию товарного оператора не ниже четвертого разряда и имеющие допуск к самостоятельной работе;

- изучившие настоящие рекомендации, технологическую схему наливного пункта, эксплуатационную документацию на цистерны и средства измерений и вспомогательные устройства, применяемые при выполнении измерений.