Гост р 8.589-2007

У нас вы можете скачать гост р 8.589-2007 в fb2, txt, PDF, EPUB, doc, rtf, jar, djvu, lrf!

Стандарты межгосударственные, правила, рекомендации по межгосударственной стандартизации. Порядок разработки, принятия, применения, обновления и отмены" Сведения о стандарте. Сокращенное наименование национального органа по стандартизации.

Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии. N ст межгосударственный стандарт ГОСТ 8. Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в указателе "Национальные стандарты", а текст изменений - в информационных указателях "Национальные стандарты".

В случае пересмотра или отмены настоящего стандарта соответствующая информация будет опубликована в информационном указателе "Национальные стандарты". В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие межгосударственные стандарты: Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений ГОСТ Термометры стеклянные для испытаний нефтепродуктов. Общие технические требования Примечание - При пользовании настоящим стандартом 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 настоящим стандартом 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 настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями: Лаборатория, осуществляющая испытания качества нефти при приемо-сдаточных операциях.

Метод, основанный на измерениях плотности и объема нефти в трубопроводах. Метод, основанный на измерениях гидростатического давления и уровня нефти в мерах вместимости. Метод, основанный на измерениях плотности и объема нефти в мерах вместимости мерах полной вместимости. Общая масса воды, хлористых солей и механических примесей в нефти. Общая масса нефти, включающая массу балласта.

Разность массы брутто нефти и массы балласта. Средство измерений объема нефти, имеющее свидетельство о поверке и утвержденную градуировочную таблицу. Средство измерений объема нефти, имеющее свидетельство о поверке и оснащенное указателем уровня наполнения автоцистерны, прицепы-цистерны, полуприцепы-цистерны. Совокупность операций и правил, выполнение которых обеспечивает получение результатов измерений массы брутто и массы нетто нефти с установленной погрешностью.

Единый неделимый производственно-технологический имущественный комплекс, состоящий из подземных, подводных, наземных и надземных трубопроводов и других объектов, обеспечивающих транспортирование нефти от пункта ее приема до пункта сдачи, передачи в другие трубопроводы или на иной вид транспорта.

Предприятие - собственник магистрального нефтепровода или уполномоченная им организация , осуществляющее оперативно-диспетчерское управление магистральным трубопроводом либо его частью и или предоставляющее услуги по транспортировке нефти. Количество нефти, сопровождаемое одним маршрутным поручением. Пункт по учету количества и оценке качества нефти, на котором подразделения принимающей и сдающей нефть сторон выполняют операции приема-сдачи нефти.

Обобщенная погрешность всех результатов измерений массы нефти при точном выполнении всех требований МВИ. Метод, основанный на прямых измерениях массы нефти с применением счетчиков-расходомеров массовых далее - массомеров в трубопроводах. Метод, основанный на прямых измерениях массы нефти статическим взвешиванием или взвешиванием в железнодорожных или автомобильных цистернах и составах в процессе их движения на весах. Совокупность средств измерений, системы обработки информации, технологического оборудования и трубопроводной арматуры, функционирующих как единое целое, основанная на методе динамических измерений массы брутто нефти, и предназначенная для: Вычислительное устройство, принимающее, обрабатывающее информацию о количественно-качественных параметрах нефти, измеренных первичными преобразователями, и включающее в себя блоки индикации и регистрации результатов измерений.

Нефть, подготовленная к поставке потребителю, показатели качества которой соответствуют требованиям ГОСТ Р [1]. Операция, проводимая поставщиком и потребителем или сдающей и принимающей сторонами, заключающаяся в определении массы нефти для последующих расчетов, при инвентаризации и арбитраже. Учет нефти выполняют по массе нетто в тоннах. В актах приема-сдачи и в паспортах качества измеренные параметры отражают с числом значащих цифр после запятой, указанным в таблице 1.

Алгоритм измерений должен быть изложен в методике выполнения измерений, разработанной в соответствии с ГОСТ 8. Пункты приема-сдачи нефти должны соответствовать МИ [2]. В качестве основной схемы измерения массы нефти применяют косвенный метод динамических измерений с использованием преобразователей объемного расхода, поточных преобразователей плотности, преобразователей температуры и давления или прямой метод динамических измерений с использованием массомеров.

Допускается применять методы статических измерений до строительства основной схемы измерения в сроки, согласованные сторонами, или на период устранения отказа существующей основной схемы с пределами допускаемой относительной погрешности измерений, не превышающими значений, установленных ГОСТ 8. Поверку проводят в той стране, где находится ПСП. Периодическую поверку весов, мерников, передвижных поверочных установок, преобразователей расхода в т.

Примечание - После каждого капитального ремонта, ремонта, связанного с изменением вместимости резервуара, в том числе вследствие изменения его оснащенности внутренним оборудованием, резервуар подлежит внеочередной поверке.

Акты приема-сдачи нефти оформляют не менее чем в двух экземплярах. Ежемесячно составляют реестр актов приема-сдачи в соответствии с приложением А. Результаты измерений регистрируют в журнале регистрации результатов измерений.

Организации магистральных нефтепроводов, осуществляющие приемо-сдаточные операции при сдаче на другой вид транспорта, обеспечивают контроль за соответствием количеств нефти, отраженных в актах приема-сдачи и накладных или коносаментах.

Изменение вязкости от значения, при котором проводилась поверка, не должно превышать пределов, установленных для преобразователей расхода данного типа, если не выполняется автоматическая коррекция коэффициентов преобразователя расхода в зависимости от вязкости; - на СИКН должны отсутствовать утечки нефти, посторонние шумы и вибрация, влияющие на работу СИКН. При измерении объема нефти измеряют значения температуры нефти и давления в измерительных линиях. При измерении массы брутто нефти применяют массомеры и систему обработки информации.

Контроль метрологических характеристик ПР проводят по трубопоршневой поверочной установке далее - ТПУ , по компакт-пруверу или эталонному преобразователю расхода на месте эксплуатации не реже одного раза в месяц. Технологическое подключение контролируемого ПР к ТПУ, компакт-пруверу, контрольному или эталонному ПР осуществляют без вывода контролируемого ПР из режима измерений и изменения значения текущего расхода через него. С целью уменьшения интенсивности эксплуатации ТПУ допускается проводить КМХ рабочих ПР по контрольному, предварительно определив отклонение коэффициентов преобразования контрольного ПР в каждой точке расхода от значений, полученных при поверке.

Количество измерений должно быть не менее трех. Отклонение полученного при контроле значения коэффициента преобразования в -й точке рабочего диапазона расхода определяют по формуле. Если отклонение полученного значения коэффициента преобразования от значения, указанного в свидетельстве о поверке, не превышает допускаемого предела погрешности для данного преобразователя расхода, то результаты контроля считают положительными.

Если отклонение коэффициента преобразования превышает допустимый предел, выясняют причины, принимают меры по их устранению исключая демонтаж и разборку ПР, могущую повлечь за собой изменение коэффициента преобразования ПР и проводят повторный КМХ.

При получении отрицательных результатов повторного КМХ ПР демонтируют, проводят ревизию при необходимости ремонт и внеочередную поверку. Допускается проводить КМХ рабочих массомеров по контрольному. Контроль метрологических характеристик массомеров проводят не реже одного раза в месяц в рабочей точке расхода на момент проведения КМХ.

Выполняют не менее трех измерений. Отклонение показаний массомера по результатам контроля вычисляют по формуле. При получении отрицательных результатов повторного КМХ массомер демонтируют, проводят ревизию при необходимости ремонт и внеочередную поверку. При условии стабильности метрологических характеристик массомера межконтрольный интервал может быть установлен сдающей и принимающей сторонами более одного месяца.

КМХ проводят методом сличений показаний с результатами измерений плотности нефти эталонным плотномером или резервным плотномером в рабочих условиях при рабочем значении плотности.

При отсутствии или неисправности эталонного плотномера или резервного плотномера допускается проводить контроль MX рабочего ПП по результатам измерения плотности нефти лабораторным методом. При отборе пробы нефти в блок измерений показателей качества нефти соблюдают условие изокинетичности отбора проб. Выполнение условия изокинетичности отбора проб контролируют по преобразователю расхода в блоке измерений показателей качества нефти.

Косвенный метод статических измерений массы нефти не более т. Косвенный метод статических измерений массы нефти от т и более. Методика измерений уровня нефти и подтоварной воды в резервуаре приведена в приложении К.

По измеренному уровню нефти по градуировочной таблице резервуара определяют общий объем нефти и подтоварной воды в резервуаре. По измеренному уровню подтоварной воды по градуировочной таблице определяют объем подтоварной воды в резервуаре. Вычисляют объем нефти при температуре его измерения, м , в резервуаре по формуле. Объем нефти в резервуаре , м , вычисляют по формуле. Примечание - При проведении измерений в резервуаре с понтоном или плавающим покрытием к значениям объемов и в формуле 14 прибавляют значение , рассчитанное по приложению Л.

Измерение температуры проводят непосредственно в пробоотборнике в каждой точечной пробе в соответствии с 7. Измерение плотности проводят в объединенной пробе, составленной по ГОСТ из точечных проб, или при высоте уровня нефти менее мм остаток после опорожнения в точечной пробе в соответствии с 7. Определение массовых долей воды, механических примесей и хлористых солей в нефти проводят в объединенной пробе, составленной по ГОСТ из точечных проб.

При отборе точечных проб пустой переносной пробоотборник выдерживают на уровне отбираемой пробы не менее пяти минут. Температуру нефти в пробе измеряют в течение не более трех минут после отбора пробы. Допускается температуру нефти в резервуаре измерять переносным погружным электронным термометром непосредственно в резервуаре на уровнях, соответствующих уровням отбора точечных проб по ГОСТ в соответствии с инструкцией по эксплуатации термометра.

Измерения проводят по ГОСТ или ASTM D [3] с учетом требований МИ [4], в лаборатории или на месте отбора проб в специально оборудованном месте, защищенном от ветра, осадков, солнечной радиации и оснащенном столиком с ровной горизонтальной поверхностью.

Объем нефти при температуре измерения объема определяют по формуле 13 с учетом примечания к 7. Среднюю температуру нефти вычисляют по алгоритму применяемой системы измерений. При отсутствии канала измерения температуры температуру нефти измеряют согласно 7.

Результат измерения плотности приводят к стандартным условиям по МИ [5] или МИ [4]. При отсутствии канала измерения плотности в резервуаре плотность нефти измеряют ареометром в объединенной или точечной пробах согласно 7. Косвенный метод статических измерений не более т. Косвенный метод статических измерений т и более. Прямой метод статических измерений взвешиванием на весах расцепленных цистерн.

Прямой метод статических измерений взвешиванием на весах в движении цистерн без расцепки и составов из них. Методика измерений уровня нефти и подтоварной воды в цистерне приведена в приложении Н. По измеренному уровню нефти и соответствующему ему значению вместимости по градуировочной таблице цистерны определяют общий объем нефти и подтоварной воды в цистерне. По измеренному уровню подтоварной воды и соответствующему ему значению вместимости по градуировочной таблице определяют объем подтоварной воды в цистерне.

Объем нефти при температуре его измерения , м , в цистерне вычисляют по формуле. Объем нефти в цистерне , м , вычисляют по формуле. Блок измерительных линий состоит из входного и выходного коллекторов и нескольких измерительных линий далее — ИЛ: При необходимости в состав ИЛ включают дополнительные средства измерений и оборудование фильтры, струевыпрямители, датчики перепада давления и др. Допускается включать в состав БИК дополнительные средства измерений и оборудование солемер, преобразователь серосодержания поточный и др.

В состав ИЛ допускается включать дополнительные средства измерений и оборудование фильтры, преобразователи температуры, датчики перепада давления и др. По согласованию участников приемо-сдаточных операций на данном ПСП допускается не включать поточные преобразователи плотности в состав БИК.

При выполнении измерений массы брутто нефти при меняют следующие средства измерений и другие технические средства. Проверяют базовую высоту высотный трафарет резервуара как расстояние по вертикали между днищем резервуара в точке касания лота рулетки и риской планки измерительного люка.

Первый отсчет верхний по рулетке проводят на уровне риски планки измерительного люка. Лента рулетки должна находиться все время в натянутом состоянии, а место касания лота о днище резервуара должно быть горизонтальным и жестким;. Измерения уровня нефти в резервуаре высоты пустоты проводят дважды. Если результаты измерений отличаются не более чем на 1 мм, то в качестве результата измерений уровня принимают их среднее значение. Если полученное расхождение измерений более 1 мм, измерения повторяют дважды и берут среднее по трем наиболее близким измерениям с округлением до 1 мм.

Уровень подтоварной воды измеряют с помощью уровнемера или электронной рулетки в соответствии с эксплуатационной документацией на уровнемер или электронную рулетку, или с помощью рулетки с лотом с применением водочувствительной ленты или пасты. Уровень подтоварной воды с помощью рулетки слотом с применением водочувствительной ленты или пасты измеряют в следующей последовательности.

Водочувствительную ленту в натянутом виде прикрепляют клоту рулетки с двух противоположныхсторон. Водочувствительную пасту тонким слоем наносят на поверхность лота рулетки с двух противоположных сторон. Для резкого выделения грани между слоями воды и нефти рулетку выдерживают неподвижно в резервуаре в течение времени, рекомендуемого инструкцией по применению водочувствительной ленты или пасты.

Если межслойный уровень на ленте или пасте обозначается нечетко, косой линией или на неодинаковой высоте с обеих сторон, то измерение следует повторить, нанеся новый слой пасты или прикрепив новую ленту. В этом случае необходимо повторить измерение после отстоя и расслоения эмульсии.

Поправку на изменение объема нефти AV, вытесненного понтоном или плавающим покрытием, в зависимости от плотности нефти определяют по формуле.

Поправку AVиспользуют при определении объема нефти в резервуаре при температуре его измерения по формуле. AV— поправка на изменение объема нефти, вытесненного понтоном или плавающим покрытием, в зависимости от плотности нефти, рассчитанная по формуле Л.

При выполнении измерений косвенным методом статических измерений применяют следующие средства измерений и оборудование:. З При выполнении измерений прямым методом статических измерений взвешиванием на весах в движении цистерн без расцепки и составов из них применяют:.

Уровень нефти в цистерне измеряют с помощью метроштока через люк колпака котла цистерны в двух противоположных точках люка по продольной оси цистерны. Метрошток опускают до дна котла вертикально и следят, чтобы он не попадал в углубление для нижних сливных приборов.

Показания по метроштоку отсчитывают по линии смачивания с точностью до 1 мм. При получении расхождений между результатами измерений в двух противоположных точках люка более 1 мм измерения повторяют до совпадения двух последовательных результатов в каждой точке. За действительное значение общего уровня нефти принимают среднеарифметическое значение результатов измерений в двух противоположных точках люка.

Уровень подтоварной воды измеряют с помощью метроштока с применением водочувствительной ленты или пасты. Водочувствительную ленту в натянутом виде прикрепляют к нижнему концу метроштока с двух противоположных сторон. Водочувствительная паста тонким слоем наносится на поверхность нижнего конца метроштока с двух противоположных сторон. Для резкого выделения грани между слоями воды и нефти метрошток выдерживают неподвижно в цистерне в течение времени, рекомендуемого инструкцией по применению водочувствительной ленты или пасты.

При измерениях массы нефти в танках наливных судов применяют следующие средства измерений и оборудование:. Для определения количества нефтегруза в танках судна проводят измерение либо уровня нефтегруза, либо высоты незаполненного объема танка пустоты.

Базовую высоту танка проверяют как расстояние по вертикали между днищем танка в точке касания лота рулетки и риской планки измерительного люка.

Наносят водочувствительную пасту тонким слоем 0,2—0,3 мм на поверхность лота или измерительной ленты в месте предполагаемого смачивания нефтью полосками с двух противоположных сторон.

Для измерения высоты пустоты рулетку с лотом опускают ниже уровня нефти. Первый отсчет верхний берут по рулетке на уровне риски планки измерительного люка. Затем рулетку поднимают строго вверх без смещения в стороны и берут отсчет на месте смоченной части ленты или лота нефтью нижний отсчет.

Уровень нефти в танке определяют вычитанием полученного значения из паспортной величины базовой высоты высотного трафарета данного танка. Измерение высоты пустоты в танке проводят дважды. Если результаты измерений отличаются не более чем на 1 мм, то в качестве результата измерения пустоты принимают их среднее значение с округлением до 1 мм. Опускают ленту рулетки с лотом с водочувствительной пастой медленно до касания лотом днища или опорной плиты, не допуская отклонения лота от вертикального положения, не задевая за внутреннее оборудование и сохраняя спокойное состояние поверхности нефти, не допуская волн.

Лента рулетки находится в натянутом состоянии, а место касания лота о днище танка горизонтальное и жесткое. Рулетку с лотом с водочувствительной пастой при определении уровня нефти выдерживают в танке неподвижно в течение времени, необходимого для изменения цвета чувствительного слоя и резкого выделения границы нефти. Поднимают ленту рулетки строго вертикально, не допуская смещения в сторону, чтобы избежать искажения линии смачивания на измерительной ленте.

Отсчет по ленте рулетки проводят с точностью до 1 мм сразу после появления смоченной части ленты рулетки над измерительным люком. Измерения уровня нефти в танке проводят дважды. Если результаты измерений отличаются не более чем на 1 мм, то в качестве результата измерений уровня принимают их среднее значение с округлением до 1мм. Если полученное расхождение измерений более 1мм, измерения повторяют дважды и берут среднее потрем наиболее близким измерениям. Государственная система обеспечения единства измерений.

Метрологическое и техническое обеспечение. Плотность нефти и нефтепродуктов и коэффициенты объемного расширения и сжимаемости. Методы и программа расчета. Общие требования к методикам поверки объемным методом. Коретникова Технический редактор В. Сдано в набор Подписано в печать Ведение учетных операций на пунктах приема-сдачи нефти в нефтепроводных системах.

Общие требования к методикам выполнения измерений ГОСТ —80 Термометры стеклянные для испытаний нефтепродуктов. Издание официальное 3 Термины и определения В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями: Общая масса нефти, включающая массу балласта. Приложение К рекомендуемое Методика измерений уровня нефти и подтоварной воды в резервуаре Приложение Л справочное Расчет поправки объема нефти, вытесненного понтоном или плавающим покрытием, в зависимости от плотности нефти Приложение М рекомендуемое Требования к средствам измерений и оборудованию при измерениях массы нефти в железнодорожных цистернах Приложение Н рекомендуемое Методика измерений уровня нефти и подтоварной воды в железнодорожных цистернах Приложение П рекомендуемое Требования к средствам измерений и оборудованию при измерениях массы нефти в танках наливных судов Приложение Р рекомендуемое Методика измерений уровня нефти и подтоварной воды в танках.

State system for ensuring the uniformity of measurements. Conducting registration operations on items of reception-delivery of oil in tfte petrowire systems. В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие межгосударственные стандарты:. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений. ГОСТ Термометры стеклянные для испытаний нефтепродуктов. ГОСТ Весы для статического взвешивания.

Если ссылочный стандарт заменен изменен , то при пользовании настоящим стандартом 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 настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:.

Лаборатория, осуществляющая испытания качества нефти при приемо-сдаточных операциях. Метод, основанный на измерениях плотности и объема нефти в трубопроводах. Метод, основанный на измерениях гидростатического давления и уровня нефти в мерах вместимости.

Метод, основанный на измерениях плотности и объема нефти в мерах вместимости мерах попной вместимости. Общая масса воды, хлористых солей и механических примесей в нефти. Общая масса нефти, включающая массу балласта. Разность массы брутто нефти и массы балласта. Средство измерений объема нефти, имеющее свидетельство о поверке и утвержденную градуировочную табпицу.

Средство измерений объема нефти, имеющее свидетельство о поверке и оснащенное указателем уровня наполнения автоцистерны, прицепы — цистерны, полуприцепы — цистерны. Совокупность операций и правил, выполнение которых обеспечивает получение результатов измерений массы брутто и массы нетто нефти с установленной погрешностью. Единый неделимый производственно-технологический имущественный комплекс, состоящий из подземных, подводных, наземных и надземных трубопроводов и других объектов, обеспечивающих транспортирование нефти от пункта ее приема до пункта сдачи, передачи в другие трубопроводы ипи на иной вид транспорта.

Предприятие — собственник магистрального нефтепровода или уполномоченная им организация , осуществляющее оперативно-диспетчерское управление магистральным трубопроводом либо его частью и или предоставляющее услуги по транспортировке нефти. Количество нефти, сопровождаемое одним маршрутным поручением. Пункт по учету количества и оценке качества нефти, на котором подразделения принимающей и сдающей нефть сторон выполняют операции приема-сдачи нефти. Обобщенная погрешность всех результатов измерений массы нефти при точном выполнении всех требований МВИ.

Метод, основанный на прямых измерениях массы нефти с применением счетчиков-расходомеров массовых далее — массомеров в трубопроводах. Метод, основанный на прямых измерениях массы нефти статическим взвешиванием или взвешиванием в железнодорожных или автомобильных цистернах и составах в процессе их движения на весах. Совокупность средств измерений, системы обработки информации, технологического оборудования и трубопроводной арматуры, функционирующих как единое цепое.

Вычислительное устройство, принимающее, обрабатывающее информацию о количественно-качественных параметрах нефти, измеренных первичными преобразователями, и включающее в себя блоки индикации и регистрации результатов измерений.

Нефть, подготовленная к поставке потребитепю. Операция, проводимая поставщиком и потребителем или сдающей и принимающей сторонами, заключающаяся в определении массы нефти для последующих расчетов, при инвентаризации и арбитраже. Учет нефти выполняют по массе нетто в тоннах. В актах приема-сдачи и в паспортах качества измеренные параметры отражают с числом значащих цифр после запятой, указанным в таблице 1. Алгоритм измерений должен быть изложен в методике выполнения измерений, разработанной в соответствии с ГОСТ 8.

Операции приема-сдачи нефти выполняют на пунктах приема-сдачи нефти. Пункты приема-сдачи нефти должны соответствовать МИ [2]. В качестве основной схемы измерения массы нефти применяют косвенный метод динамичесхих измерений с использованием преобразователей объемного расхода, поточных преобразователей плотности, преобразователей температуры и давления или прямой метод динамических измерений с использованием массомеров.

Допускается применять методы статических измерений до строительства основной схемы измерения в сроки, согласованные сторонами, или на период устранения отказа существующей основной схемы с пределами допускаемой относительной погрешности измерений, не превышающими значений.

В качестве резервной схемы измерений массы нефти применяют методы измерений с пределами допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти не более Поверку проводят в той стране, где находится ПСП. Периодическую поверку весов, мерников, передвижных поверочных установок, преобразователей расхода в т. Примечание — После каждого капитального ремонта, ремонта, связанного с изменением вместимости резервуара, в том числе вследствие изменения его оснащенности внутренним оборудованием, резервуар подлежит внеочередной поверке.

Акты приема-сдачи нефти оформляют не менее чем в двух экземплярах. Ежемесячно составляют реестр актов приема-сдачи в соответствии с приложением А. Результаты измерений регистрируют в журнале регистрации результатов измерений. Организации магистральных нефтепроводов, осуществляющие приемо-сдаточные операции при сдаче на другой вид транспорта, обеспечивают контроль за соответствием количеств нефти, отраженных в актах прие-ма-сдачи и накладных или коносаментах.

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений с применением СИКН не должны превышать значений, указанных в таблице 2. Пределы допекаемой относительной погрешности измерений массы нефти. При измерении нефти по показаниям СИКН соблюдают следующие условия:.

Изменение вязкости от значения. При измерении объема нефти измеряют значения температуры нефти и давления в измерительных линиях. Г, — температура нефти в преобразователе плотности. T v — температура нефти в преобразователе расхода, X;. МПа 1 , значения которого определяют в соответствии с МИ [5];. Р, — избыточное давление в преобразователе плотности, МПа;. P v — избыточное давление в преобразователе расхода, МПа.

CPL V — поправочный коэффициент, учитывающий влияние давления на объем нефти, вычисляемый по формуле. При измерении массы брутто нефти применяют массомеры и систему обработки информации. Контроль метрологических характеристик преобразователей расхода заключается в определении коэффициента преобразования при рабочих условиях и в рабочем диапазоне расходов и отклонения полученных значений коэффициента преобразования от значений, хранящихся в памяти СОИ в период между поверками.

Контроль метрологических характеристик ПР проводят по трубопоршневой поверочной установке далее — ТПУ. С целью уменьшения интенсивности эксплуатации ТПУ допускается проводить КМХ рабочих ПР по контрольному, предварительно определив отклонение коэффициентов преобразования контрольного ПР в каждой точке расхода от значений, полученных при поверке. Количество измерений должно быть не менее трех. Если отклонение полученного значения коэффициента преобразования от значения, указанного в свидетельстве о поверке, не превышает допускаемого предела погрешности для данного преобразователя расхода, то результаты контроля считают положительными.

Если отклонение коэффициента преобразования превышает допустимый предеп, выясняют причины. При получении отрицательных результатов повторного КМХ ПР демонтируют, проводят ревизию при необходимости ремонт и внеочередную поверку.

В межповерочном интервале проводят контроль метрологических характеристик массомеров с применением эталонных массомеров или комплектом ТПУ или компакт-прувера и поточного плотномера. Допускается проводить КМХ рабочих массомеров по контрольному. Контроль метрологических характеристик массомеров проводят не реже одного раза в месяц в рабочей точке расхода на момент проведения КМХ.

Выпопняют не менее трех измерений. Отклонение показаний массомера по резупьтатам контроля й вычисляют по формуле. При получении отрицательных результатов повторного КМХ массомер демонтируют, проводят ревизию при необходимости ремонт и внеочередную поверку. При условии стабильности метрологических характеристик массомера межконтрольный интервал может быть установлен сдающей и принимающей сторонами более одного месяца.

Контроль MX поточного преобразователя ппотности проводят не реже:. КМХ проводят методом сличений показаний с результатами измерений плотности нефти эталонным плотномером или резервным плотномером в рабочих условиях при рабочем значении плотности. При отсутствии ипи неисправности эталонного ппотномера или резервного плотномера допускается проводить контроль MX рабочего ПП по результатам измерения ппотности нефти пабораторным методом. Д пл — предел допускаемой абсолютной погрешности рабочего ПП.

До — предел допускаемой абсопютной погрешности этапонного резервного ПП или погрешность метода измерения плотности ареометром или лабораторным плотномером из свидетельства о метрологической аттестации МВИ плотности согпасно МИ [4].

Отбор проб нефти из трубопровода осуществляют в соответствии с ГОСТ При отборе пробы нефти в блок измерений показателей качества нефти соблюдают условие изоки-нетичности отбора проб. Выполнение условия изокинетичности отбора проб контролируют по преобразователю расхода в блоке измерений показателей качества нефти.

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто и массы нетто нефти в резервуаре не допжны превышать значений, указанных в таблице 3. Косвенный метод статических измерений массы нефти не более т.

Косвенный метод статических измерений массы нефти от т и более. Требования к средствам измерений, применяемым при измерении массы нефти с применением резервуаров, приведены в приложении И.

Перед началом измерений нефть отстаивают в резервуаре не менее двух часов. Объем нефти в резервуаре определяют по градуировочной таблице резервуара, испопьзуя результаты измерения уровня нефти и подтоварной воды.

Методика измерений уровня нефти и подтоварной воды в резервуаре приведена в приложении К. По измеренному уровню нефти по градуировочной таблице резервуара определяют общий объем нефти и подтоварной воды в резервуаре. По измеренному уровню подтоварной воды по градуировочной табпице определяют объем подтоварной воды в резервуаре. Вычисляют объем нефти при температуре его измерения, м 3 , в резервуаре по формуле.

Объем нефти в резервуаре V Q , м 3. V o — объем подтоварной воды в резервуаре, определяемый по градуировочной таблице резервуара, м 3. Примечание — При проведении измерений в резервуаре с понтоном или плавающим покрытием к знамениям объемов и V B в формуле 14 прибавляют значение ДУ. Отбор проб нефти из резервуара проводят в соответствии с ГОСТ Измерение температуры проводят непосредственно в пробоотборнике в каждой точечной пробе в соответствии с 7.

Измерение плотности проводят в объединенной пробе, составленной по ГОСТ из точечных проб, или при высоте уровня нефти менее 10ОО мм остаток после опорожнения в точечной пробе в соответствии с 7. Определение массовых долей воды, механических примесей и хлористых солей в нефти проводят в объединенной пробе, составленной по ГОСТ из точечных проб.

При отборе точечных проб пустой переносной пробоотборник выдерживают на уровне отбираемой пробы не менее пяти минут. Температуру нефти в пробе измеряют в течение не более трех минут поспе отбора пробы. Допускается температуру нефти в резервуаре измерять переносным погружным эпектронным термометром непосредственно в резервуаре на уровнях, соответствующих уровням отбора точечных проб по ГОСТ в соответствии с инструкцией по эксплуатации термометра.

Плотность нефти измеряют ареометром в объединенной пробе нефти или в точечных пробах. Объем нефти в резервуаре определяют с использованием градуировочной таблицы резервуара по результатам измерений уровня нефти и подтоварной воды с помощью уровнемера канал измерения уровня. Объем нефти при температуре измерения объема определяют по формуле 13 сучетом примечания к 7.

Температуру нефти в резервуаре измеряют преобразователями температуры каналами измерения температуры. Среднюю температуру нефти вычисляют по алгоритму применяемой системы измерений. При отсутствии канала измерения температуры температуру нефти измеряют согласно 7. Плотность нефти в резервуаре измеряют с помощью канала измерения плотности или стационарных преобразователей плотности.

Результат измерения плотности приводят кстандартмым условиям по МИ [5] или МИ 4]. При отсутствии канала измерения плотности в резервуаре плотность нефти измеряют ареометром в объединенной или точечной пробах согласно 7.

Массу брутто нефти определяют как произведение объема и плотности нефти, приведенных к стандартным условиям или к условиям измерений объема.

При проведении приема сдачи нефти массу брутто принятой сданной нефти определяют как разность результатов измерений массы брутто нефти в резервуаре, полученных до и после приема сдачи нефти, по формуле. Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто и массы нетто нефти в железнодорожной цистерне не должны превышать значений, приведенных в таблице 4.

Косвенный метод статических измерений не более т. Косвенный метод статических измерений т и более. Прямой метод статических измерений взвешиванием на весах расцепленных цистерн.

You Might Also Like