Api 2540 руководство по нефтяным измерительным стандартам. Масса нефти и нефтепродуктов

ГОСТ Р 54273-2010

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

НЕФТЬ И НЕФТЕПРОДУКТЫ

Руководство по таблицам измерения параметров

Petroleum and petroleum products. Guide for use of the measurement tables

ОКС 75.040
75.080
ОКСТУ 0209

Дата введения 2012-07-01

Предисловие

Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. N 184-ФЗ "О техническом регулировании" , а правила применения национальных стандартов Российской Федерации - ГОСТ Р 1.0-2004 "Стандартизация в Российской Федерации. Основные положения"

Сведения о стандарте

1 ПОДГОТОВЛЕН Открытым акционерным обществом "Всероссийский научно-исследовательский институт по переработке нефти" (ОАО "ВНИИ НП") на основе собственного аутентичного перевода на русский язык стандарта, указанного в пункте 4

2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 31 "Нефтяные топлива и смазочные материалы"

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 27 декабря 2010 г. N 1106-ст

4 Настоящий стандарт идентичен стандарту АСТМ Д 1250-08* "Стандартное руководство по таблицам измерения параметров нефти и нефтепродуктов" (ASTM D 1250-08 "Standard guide for use of the petroleum measurement tables").
________________
* Доступ к международным и зарубежным документам, упомянутым здесь и далее по тексту, можно получить, перейдя по ссылке . - Примечание изготовителя базы данных.

Наименование настоящего стандарта изменено относительно наименования указанного стандарта для приведения в соответствие с ГОСТ Р 1.5-2004 (подраздел 3.5).

При применении настоящего стандарта рекомендуется использовать вместо ссылочных стандартов соответствующие им национальные стандарты Российской Федерации и межгосударственные стандарты, сведения о которых приведены в дополнительном приложении ДА

5 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодно издаваемом информационном указателе "Национальные стандарты", а текст изменений и поправок - в ежемесячно издаваемых информационных указателях "Национальные стандарты". В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ежемесячно издаваемом информационном указателе "Национальные стандарты". Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет

Введение

Стандарт АСТМ Д 1250-08 на основе совместных разработок АСТМ, ЭйПиАй (АРI) и АйПи (IP) устанавливает применение поправочных коэффициентов объема в зависимости от температуры и давления для сырых нефтей, очищенных продуктов и смазочных масел.

Поправочные коэффициенты объема представляют набор уравнений, полученных на основе эмпирических данных объемного изменения углеводородов по диапазону температур и давлений. Традиционно коэффициенты были записаны в форме таблиц с наименованием "Таблицы измерения нефти и нефтепродуктов" и опубликованы как Дополнение к АСТМ Д 1250. Со времени пересмотра в 1980 г. АСТМ Д 1250* представлял перечень процедур без напечатанных таблиц и набора уравнений.
_______________
* Можно использовать издание таблиц 1980 г. По этой причине Руководство АСТМ Д 1250-80 включено как обязательное приложение.

Настоящий стандарт полностью соответствует ЭйПиАй МПиМС Глава 11.1-2004/Дополнение к АйПи 200/04/Дополнение к АСТМ Д 1250-04 (АйДиДжейДи1250СиДи), на основе которого принят АСТМ Д 1250-08, и устанавливает процедуры, с помощью которых измерение объема сырых нефтей, жидких очищенных продуктов и смазочных масел, проведенное при любой температуре и давлении (в рамках данного стандарта), можно скорректировать с помощью поправочного коэффициента объема (VCF) до эквивалентного объема при базовых стандартных условиях, обычно при температуре, равной 15 °С (60 °F) или 20 °С. Настоящий стандарт также предусматривает методы для проведения преобразований в условиях, отличных от базовых, и переход к другим базовым температурам. Плотности можно скорректировать, используя обратный от определения VCF порядок.

Порядок использования стандарта АСТМ Д 1250-04

Стандарт действует с даты опубликования и заменяет предыдущее издание стандарта 1980 г. Однако, учитывая характер изменений в пересмотренном стандарте, чтобы избежать проблем в промышленности и обеспечить правильное применение стандарта, признано, что в период перехода на новый стандарт возможно появится потребность в руководстве по его применению. В результате пересмотренный стандарт рекомендуется использовать во всех новых документах не позднее чем через 2 года после даты опубликования (май 2004 г.). Этот срок является отправной точкой для применения нового расчета (АСТМ Д 1250-04).

Если в каком-либо отдельном определенном случае используют АСТМ Д 1250-04, то предыдущий стандарт не используют.

Если используют предыдущее издание стандарта (см. приложении А1), то в этом случае может быть применен АСТМ Д 1250-04.

Однако применение АСТМ Д 1250-04 остается добровольным и решение по вопросу, когда использовать стандарт, принимают при переговорах заинтересованных сторон, вовлеченных в урегулирование спора путем соглашения или компромисса.

1 Область применения

1.1 Настоящий стандарт устанавливает поправочные коэффициенты объема и обеспечивает алгоритм и процедуру корректировки влияния температуры и давления на плотность и объем жидких углеводородов, обобщенных сырых нефтей, очищенных нефтепродуктов и смазочных масел.

Стандарт не распространяется на жидкости из природного газа (NGL) и сжиженные нефтяные газы (LPG).

В стандарте в качестве поправочных коэффициентов для плотности используют комбинацию объема, температуры и давления жидкости (CTPL). Доля температуры в этом коэффициенте определяется поправкой на влияние температуры на жидкость (CTL), которая исторически известна как "поправочный коэффициент объема" (VCF). Доля давления определяется поправкой на влияние давления на жидкость (CPL).

Так как настоящий стандарт может применяться в разных случаях, выходные параметры жидкости, установленные данным методом (CTL, Fp, CPL, CTPL), можно использовать в других стандартах со ссылкой на данный стандарт.

1.2 Включение поправки на давление определяет важное изменение поправочных коэффициентов только для температуры, приведенных в "Таблицах измерения параметров нефти и нефтепродуктов" 1980 г. Однако, если давление равно одной атмосфере (стандартное давление), корректировка давления не нужна, и стандарт/дополнение всегда дает значения VCF, согласующиеся с "Таблицами измерения параметров нефти и нефтепродуктов" 1980 г.

1.3 ЭйПиАй МПиМС Глава 11.1-2004/Дополнение к АйПи 200/04/Дополнение к АСТМ Д 1250-04 (ЭйДиДжейДи1250СиДи) охватывает общие процедуры перевода входных данных в форму, совместимую с процедурами вычисления, используемыми для получения значений CTL, Fp, CPL, CTPL при базовом давлении и температуре (), установленных пользователем. Для вычисления поправочного коэффициента объема используют два комплекса процедур: один комплекс - для данных, выраженных в обычных единицах [температура в градусах Фаренгейта (°F), давление в psig]; другой - в метрической системе единиц [температура в градусах Цельсия (°С), давление в килопаскалях (кПа) или барах (бар)]. Тогда как в "Таблицах измерения параметров нефти и нефтепродуктов" 1980 г., чтобы получить результат в метрических единицах, необходимо было провести вычисления плотности при 60 °F, а затем это значение скорректировать. Дополнительно к 15 °С процедуры для метрических единиц включают базовую температуру, равную 20 °С.
_______________
psig - избыточное или манометрическое давление, равное одному фунту на один квадратный дюйм.

1.4 Процедуры вычисления применимы только к отдельным товарным группам продуктов, таким как: сырая нефть, очищенные продукты и смазочные масла. Процедуры вычисления также предусматривают определение поправки объема для специальных применений, где параметры обобщенных товарных групп не могут в достаточной степени представить свойства термического расширения жидкости. Точный коэффициент термического расширения был определен опытным путем.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты*:
_______________
* Таблицу соответствия национальных стандартов международным см. по ссылке. - Примечание изготовителя базы данных.

2.1 Стандарты ЭйПиАй (API):

ЭйПиАй руководство по стандартам измерения нефти (МПиМС):

Глава 11.1-2004 Поправочные коэффициенты объема в зависимости от температуры и объема для обобщенных сырых нефтей, очищенных продуктов и смазочных масел (включая изменение 1-2007)* [(Chapter 11.1-2004, Temperature and pressure volume correction factors for generalized crude oils, refined products, and lubricating oils (including Addendum 1-2007)]
_______________
* Имеется на CD-ROM в API. Заказывать номер Н111013.

Глава 11.2.1 Коэффициенты сжимаемости для углеводородов: диапазон плотности от 0 до 90 в градусах ЭйПиАй (°API) (Chapter 11.2.1, Compressibility factors for hydrocarbons: 0-90 °API gravity range)

Глава 11.2.1M Коэффициенты сжимаемости для углеводородов: диапазон плотности от 638 кг/м до 1074 кг/м (Chapter 11.2.1М, Compressibility factors for hydrocarbons: 638-1074 kilograms per cubic meter range)

Глава 11.5 Преобразование плотность-масса-объем* (Chapter 11.5, Density/weight/volume intraconversion)
_______________
* Имеется на CD-ROM в главном офисе ASTM International. Заказывать номер H1105CD.

2.2 Стандарты ИСО:

ИСО 91-1:1992 Таблицы измерения параметров нефти и нефтепродуктов. Часть 1. Таблицы, основанные на стандартных температурах 15 °С и 60 °F (ISO 91-1:1992, Petroleum measurement tables - Part 1: Tables based on reference temperatures of 15 °C and 60 °F)

ИСО 91-2:1991 Таблицы измерения параметров нефти и нефтепродуктов. Часть 2. Таблицы, основанные на стандартной температуре 20 °С (ISO 91-2:1991, Petroleum measurement tables - Part 2: Tables based on a reference temperature of 20 °C)

2.3 Стандарты АСТМ:

Дополнение к АСТМ Д 1250: ЭйДиДжейДи1250СиДи* - Поправочные коэффициенты объема в зависимости от температуры и давления для обобщенных сырых нефтей, очищенных продуктов и смазочных масел (Adjunct to ASTM D 1250: ADJD1250CD - Temperature and pressure volume correction factors for generalized crude oils, refined products, and lubricating oils)
_______________
* Имеется на CD-ROM в главном офисе ASTM International. Заказывать дополнение ADJD1250CD.

Дополнение к АСТМ Д 1250: ЭйДиДжейДи1250СиДи2* - Преобразование плотность-масса-объем (Adjunct to ASTM D 1250: ADJD1250CD2 - Density/weight/volume intraconversion)
_______________
* Имеется на CD-ROM в главном офисе ASTM International. Заказывать дополнение ADJD1250CD2.

3 О разработчиках процедур корректировки

3.1 Пересмотр данного комплекса процедур корректировки является результатом тесного сотрудничества между АСТМ, Американским институтом нефти (API) и Энергетическим институтом (IP). Для соответствия цели мировой практики стандартизованного измерения предполагается принять пересмотренные Международной организацией по стандартизации (ISO) и конкретно ИСО/ТК 28/СК 3 таблицы к международным стандартам ISO 91-1 и ISO 91-2. Исправленное издание ЭйПиАй МПиМС Глава 11.1-2004/Дополнение к АйПи 200/04/Дополнение к АСТМ Д 1250-04 (ЭйДиДжейДи1250СиДи) применяется ко всем сырым нефтям, очищенным продуктам и смазочным материалам, ранее охваченным таблицами 5, 6, 23, 24, 53, 54, 59 и 60. Обозначение ЭйПиАй принято для полного комплекса процедур выполнения - Руководство по стандартам измерения параметров нефти и нефтепродуктов (МПиМС) Глава 11. Раздел 1. Обозначение АйПи - для полного комплекса процедур выполнения - Дополнение к АйПи 200.

4 Значение и применение

4.1 Расширенные пределы ЭйПиАй МПиМС Глава 11.1-2004/Дополнение к АйПи 200/04/Дополнение к АСТМ Д 1250-04 (ЭйДиДжейДи1250СиДи) определены обычными и метрическими единицами. В таблице 1 полужирным шрифтом выделены определяющие диапазоны параметров и связанные с ними единицы. Диапазоны параметров, указанные в таблице 1, представлены также в разных равноценных единицах (а для плотности представлены в разных базовых температурах).

Таблица 1 - Границы диапазона параметров


Параметр	Сырая нефть	Нефтепродукты	Смазочные масла
Плотность, кг/м , при 60 °F	От 610,6 до 1163,5	От 610,6 до 1163,5	От 800,9 до 1163,5
Относительная плотность при 60 °F	От 0,61120 до 1,16464	От 0,61120 до 1,16464	От 0,80168 до 1,646
Плотность API при 60 °F	От +100,0 до -10,0	От +100,0 до -10,0	От +45,0 до -10,0
Плотность, кг/м, при 15 °С	От 611,16 до 1163,79	От 611,16 до 1163,86	От 801,25 до 1163,85
Плотность, кг/м, при 20 °С	От 606,12 до 1161,15	От 606,12 до 1160,62	От 798,11 до 1160,71
Температура, °С	От -50,00 до +150,00	От -50,00 до +150,00	От -50,00 до +150,00
Температура, °F	От -58,0 до +302,0	От -58,0 до +302,0	От -58,0 до +302,0
Давление,
psig	От 0 до 1500	От 0 до 1500	От 0 до 1500
кПа (манометр)	От 0 до 1,034·10	От 0 до 1,034·10	От 0 до 1,034·10
бар (манометр)	От 0 до 103,4	От 0 до 103,4	От 0 до 103,4
, на °F	От 230,0·10 до 930,0·10	От 230,0·10 до 930,0·10	От 230,0·10 до 930,0·10
	От 414,0·10 до 1674,0·10	От 414,0·10 до 1674,0·10	От 414,0·10 до 1674,0·10
Определение пределов границ и связанные с ними единицы выделены полужирным шрифтом.

4.2 Следует учитывать, что корректны только прецизионные уровни определяющих значений, представленных в таблице 1. Другие значения, представляющие переведенные единицы, округлены до определяющих значений, и как округленные значения они выпадают за действительные пределы, установленные определяющими значениями.

4.3 В таблице 2 приведены перекрестные ссылки между исторически установленными обозначениями таблиц и соответствующим разделом в ЭйПиАй МПиМС Глава 11.1-2004/Дополнение к АйПи 200/04/Дополнение к АСТМ Д 1250-04 (ЭйДиДжейДи1250СиДи). Следует учесть, что параграфы процедуры 11.1.6.3 (привычные единицы США) и 11.1.7.3 (метрические единицы) предусматривают методы корректирования измерений плотности на линии от реальных условий до базовых условий и затем вычисления коэффициентов CTPL для постоянных корректировок объема к базовым условиям.

Таблица 2 - Перекрестные ссылки между исторически установленными обозначениями таблиц


Обозначение исторически установленной таблицы	Пункт процедуры в настоящем стандарте
5А, В и D
23А, В и D
6А, В, С и D
24А, В, С и D
53А, В и D
59А, В и D
54А, В, С и D
60А, В, С и D

4.4 Если для измерения плотности жидкости применяли стеклянный ареометр, то при отличии температуры от температуры калибровки ареометра необходимо провести специальные корректировки с учетом термического расширения стекла. В таблицах 1980 СиТиЭл обобщили уравнения, чтобы корректировать показания стеклянного ареометра, и эти корректировки составили часть напечатанных таблиц с нечетной нумерацией. Однако подробные процедуры корректирования показаний ареометра находятся вне компетенции ЭйПиАй МПиМС Глава 11.1-2004/Дополнение к АйПи 200/04/Дополнение к АСТМ Д 1250-04 (ЭйДиДжейДи1250СиДи). За инструкциями пользователю следует обращаться к соответствующим разделам ЭйПиАй МПиМС Глава 9 или другим соответствующим стандартам определения плотности ареометром.

4.5 Набор корреляций, приведенных в ЭйПиАй МПиМС Глава 11.1-2004/Дополнение к АйПи 200/04/Дополнение к АСТМ Д 1250-04 (ЭйДиДжейДи1250СиДи), применим к нефтяным жидкостям, таким как сырые нефти, рафинированные продукты или смазочные масла, являющимся в обычных рабочих условиях однофазовыми жидкостями. В приведенных в настоящем стандарте классификациях жидкостей используют типичные термины, используемые в промышленности, но местная терминология может быть другой. Этот перечень носит иллюстративный характер, и полное следование ему не требуется.

4.6 Сырые нефти

Сырую нефть, плотность которой попадает в диапазон от минус 10 °API до 100 °API, рассматривают на соответствие товарной группе "Обобщенные сырые нефти". Сырые нефти, стабилизированные для целей транспортирования и хранения с плотностями по ЭйПиАй, находящимися в рамках этого диапазона, рассматривают как часть группы "Сырая нефть". Авиационное реактивное топливо В (ДжейПи-4) лучше всего соотносится с сырой нефтью.

4.7 Нефтепродукты

Если жидкость по своим показателям попадает в одну из групп нефтепродуктов, ее рассматривают на соответствие товарной группе "Обобщенные нефтепродукты". Следует принять во внимание, что дескрипторы продуктов носят обобщающий характер. Товарные спецификации некоторых нефтепродуктов могут частично включать их в пределы диапазона смежного класса (например, дизельное топливо с низкой плотностью может находиться в классе реактивного топлива). В таких случаях продукт следует поместить в класс с его плотностью, но не с его характеристиками. Группы определены следующим образом:

4.7.1 Бензин

Автомобильный бензин и бензиновый компонент смешения без доочистки и облагораживания с базовым диапазоном плотности от 50 °API до 85 °API. Эта группа включает вещества с товарной идентификацией: бензин высшего сорта, неэтилированный бензин, газойль с низким содержанием свинца, автомобильный бензин, алкилат бензина каталитического крекинга, нафта (бензино-лигроиновая фракция), тяжелый бензин, лигроин, бензин-растворитель для резиновой и лакокрасочной промышленности, первая широкая фракция дистиллята, отбираемая при перегонке нефти, сланцевых и каменноугольных смол; светлый легкий дистиллят бензина реформинга и авиационный бензин.

4.7.2 Топлива для реактивных двигателей

Топлива для реактивных двигателей, керосин и растворители Стоддарда с базовым диапазоном плотности приблизительно от 37 °API до 50 °API. Эта группа включает вещества с товарной идентификацией: авиационный керосин К1 и К2, авиационное реактивное топливо Jet А и А-1, керосин, растворитель Стоддарда ДжейПи-5 и ДжейПи-8.

4.7.3 Жидкие топлива

Дизельные топлива, топлива для применения в стационарных и передвижных тепловых установках и жидкие топлива с базовым диапазоном плотности приблизительно от минус 10 °API до плюс 37 °API. Эта группа включает следующие топлива: судовые топлива (топливо N 6, топливо РА), жидкое топливо с низким содержанием серы, жидкое низкотемпературное топливо ЭлТи (LT), жидкое облегченное малосернистое топливо ЭлЭлЭс (LLS), топливо для бытовых целей (топливо N 2), топливо для энергетических установок, газойль, топливо для форсунок (топливо N 2), дизельное топливо, печное топливо, дизельное топливо высшего качества.

4.8 Смазочные масла

Смазочное масло рассматривают на соответствие товарной группе "Обобщенные смазочные масла", если оно является базовым сырьевым нефтепродуктом, полученным из фракций сырой нефти дистилляцией и деасфальтизацией. Для целей, поставленных ЭйПиАй МПиМС Глава 11.1-2004/Дополнение к АйПи 200/04/Дополнение к АСТМ Д 1250-04 (ЭйДиДжейДи1250СиДи), смазочные масла имеют температуры начала кипения более 700 °F (370 °С) и плотности в диапазоне приблизительно от минус 10 °API до плюс 45 °API.

4.9 Жидкости специального назначения

Жидкости специального назначения обычно являются относительно чистыми продуктами или однородными смесями со стабильным (неизменяющимся) химическим составом, полученными из нефти (или являющимися смесями на основе нефти с незначительными долями других составных частей). Эти жидкости были протестированы с целью установления специфического коэффициента термического расширения для определенной (отдельной) жидкости. Таблицы для них следует использовать в случае, если:

4.9.1 параметры групп обобщенных нефтепродуктов сомнительно и неадекватно представляют свойства термического расширения жидкостей;

4.9.2 точный коэффициент термического расширения можно определить экспериментально. Чтобы применить этот метод рекомендуется иметь не менее 10 данных по параметрам "температура/плотность". Процедуру расчета коэффициента термического расширения по данным измеренной плотности - см. 11.1.5.2 ЭйПиАй МПиМС Глава 11.1-2004/Дополнение к АйПи 200/04/Дополнение к АСТМ Д 1250-04 (ЭйДиДжейДи 1250СиДи);

4.9.3 для большей беспристрастности покупатель и продавец по согласованию могут использовать при обработке данных специально измеренные коэффициенты какой-то жидкости.

4.9.4 Конкретные примеры:

Метилтретбутиловый эфир (МТБЭ) со значением , равным 789,0·10 °F;

Газохол со значением , равным 714,34·10 °F.

4.10 Полное описание пригодности процедур выполнения измерений для определенных углеводородных жидкостей - см. в 11.1.2.4 и 11.1.2.5 в ЭйПиАй МПиМС Глава 11.1-2004/Дополнение к АйПи 200/04/Дополнение к АСТМ Д 1250-04 (ЭйДиДжейДи1250 СиДи).

5 Историческая справка

5.1 Таблицы измерения параметров нефти и нефтепродуктов 1980 г. основаны на данных, полученных при использовании международной практической температурной шкалы 1968 г. (АйПиТиЭс-68), которая в 1990 г. заменена международной температурной шкалой (АйТиЭс-90). ЭйПиАй МПиМС Глава 11.1-2004/Дополнение к АйПи 200/04/Дополнение к АСТМ Д 1250-04 (ЭйДиДжейДи 1250СиДи) учитывает это, корректируя значения вводных температур к шкале АйПиТиЭс-68 до выполнения любых других расчетов. Стандартные плотности также регулируются с учетом небольших сдвигов в ассоциативных стандартных температурах.

5.2 Принятое стандартное значение плотности воды при 60 °F слегка отличается от значения, используемого в таблицах измерения параметров нефти и нефтепродуктов 1980 г. Эта новая плотность воды влияет только на таблицы, основанные на относительной плотности и плотности по ЭйПиАй, т.е. на таблицы 5, 6, 23, 24. Она также влияет на таблицы пересчета величин ЭйПиАй МПиМС Глава 11.5-1980, части 1-3-2008/Дополнение к АСТМ Д 1250-80 (ЭйДиДжейДи 1250СиДи2), (которая заменяет ЭйПиАй МПиМС Глава 11.1-1980, тома XI и Xll/дополнение к АСТМ Д 1250-80 (ЭйДиДжейДи125011).

5.3 В 1988 г. АйПи выработал процедуры выполнения расчетов при 20 °С (таблицы 59 А, В и D и 60 А, В и D), расширив процедуры, используемые для таблиц при 15 °С. Эта работа была проведена в ответ на потребность стран, использующих в качестве стандартной температуру 20 °С. Несмотря на то, что ЭйПиАй никогда не публиковал эти таблицы, их приняли как международные в качестве справочного документа для международного стандарта ИСО 91-2. ИСО 91-2 дополняет ИСО 91-1, международный стандарт для температур 60 °F и 15 °С, который основан на томе X ЭйПиАй МПиМС Глава 11.1-1980/Дополнение к АйПи 200/Дополнение к АСТМ Д 1250-80 (ЭйДиДжейДи125010). Пересмотр 2004 г. ЭйПиАй МПиМС Глава 11.1/Дополнение к АйПи 200/Дополнение к АСТМ Д 1250-80 (ЭйДиДжейДи125011) включает таблицы, основанные на 20 °С. Процедуры расчета, принятые для метрических единиц, дают результаты, идентичные полученным при использовании таблиц, основанных на 60 °F. Более того, эти процедуры можно адаптировать для получения таблиц на любой требуемой температурной основе.

5.4 Процедуры выполнения расчетов при использовании таблиц для смазочных масел сначала появились в документе АйПи N 2 по измерению параметров нефти и нефтепродуктов "Руководство для пользователей таблиц измерения параметров нефти и нефтепродуктов" (Стандарт ЭйПиАй 2540; АйПи 200; ЭйЭнЭсАй/АСТМ Д 1250) и позднее в таблицах, основанных на 20 °С. Сейчас процедуры выполнения введены в ЭйПиАй МПиМС Глава 11.1-2004/Дополнение к АйПи 200/04/Дополнение к АСТМ Д 1250-04 (ЭйДиДжейДи 1250СиДи).

5.5 Чтобы уточнить определение плотности, округление в метрических таблицах изменилось с 0,5 кг/м на 0,1 кг/м.

5.6 Для удовлетворения промышленных нужд таблицы были расширены до более низких температур и более высоких плотностей (т.е. более низкие плотности по ЭйПиАй).

5.7 Измерение плотности в реальном времени с использованием плотномеров стало более широко распространенным в промышленности. Эти измерения плотности часто проводятся при давлениях выше атмосферного. При определении плотности в стандартных условиях необходимо принимать во внимание влияние этого давления одновременно с любым влиянием температуры. Поэтому корректировки давления и температуры были объединены в одну процедуру.

5.8 Ликвидировано округление и округление отбрасыванием малых разрядов начальных и промежуточных значений. Округление применяется только к окончательным значениям VCF.

5.9 Окончательные значения CTPL округляют, как определено в документах для показателя, для которого должен использоваться поправочный коэффициент. Если специальных указаний нет, округляют до 5 десятичных знаков. ЭйПиАй МПиМС Глава 11.1-2004/Дополнение к АйПи 200/04/Дополнение к АСТМ Д 1250-80 (ЭйДиДжейДи 1250СиДи) содержит также механизм получения промежуточных неокругленных коэффициентов, которые при объединении дают общий округленный CTPL.

5.10 В процедуре расчета таблиц измерения параметров нефти и нефтепродуктов 1980 г. использовалась арифметика целых чисел, чтобы результаты, полученные на вычислительном оборудовании того времени, были совместимы. Сейчас используют математическую процедуру с двойной точностью - так называемую "процедуру с плавающей запятой".

5.11 Пересмотренные ЭйПиАй МПиМС Главы 11.2.1 и 11.2.1М сейчас введены в ЭйПиАй МПиМС Глава 11.1-2004. Исторически установленная основа вариантов обоих руководств 1984 г. остается неизменной.

5.12 Прошлые издания напечатанных таблиц основаны на измерениях плотности, выполненных стеклянным ареометром. ЭйПиАй МПиМС Глава 11.1-2004/Дополнение к АйПи 200/04/Дополнение к АСТМ Д 1250-80 (ЭйДиДжейДи1250СиДи) основаны на введении значений плотности и без применения поправок стеклянного ареометра. При измерении плотности стеклянным ареометром показания ареометра должны быть скорректированы к значениям плотности до применения в расчетах.

Приложение А1 (обязательное). Руководство для таблиц измерения параметров нефти и нефтепродуктов

Приложение А1
(обязательное)

А1.1 Назначение

А1.1.1 Настоящие таблицы измерения параметров нефти и нефтепродуктов предназначены для применения при расчетах количеств сырой нефти и нефтепродуктов в стандартных условиях в любой из трех широко применяемых системах измерения. Эти таблицы предусмотрены для стандартизированного расчета измеряемых количеств нефтяных жидкостей, независимо от источника, места назначения или единиц измерения, используемых покупателем или по закону.

А1.1.2 Таблицы измерения параметров нефти и нефтепродуктов, опубликованные в 1980 г., представляют значительный концептуальный отход от прежних вариантов, за исключением таблиц 33 и 34, которые переиздаются без изменения. Таблицы измерения параметров нефти и нефтепродуктов переработаны с учетом настоящего и будущего использования компьютеров в нефтяной промышленности. Настоящий стандарт представляет собой перечень таблиц измерения параметров нефти и не является ни распечаткой таблиц, ни набором уравнений, используемых для получения данных о плотности, а содержит только описание процедуры, используемой для составления компьютерных подпрограмм для таблиц 5, 6, 23, 24, 53 и 54. Стандартизация выполнения этой процедуры включает стандартизацию набора математических выражений, в том числе порядок расчета и процедуры округления, используемые в компьютерной программе. Безусловное строгое выполнение намеченных в общих чертах методик вселяет уверенность, что и в будущем все компьютеры и компьютерные программы при соответствии установленным спецификациям и ограничениям будут в состоянии обеспечить получение идентичных результатов. Следовательно, опубликованные процедуры являются первичным стандартом, компьютерные подпрограммы - вторичным стандартом, а опубликованные таблицы даны для удобства.

Примечание А.1.1 - Настоящий сборник таблиц заменяет все прошлые издания таблиц измерения параметров нефти и нефтепродуктов ANSI/ASTM D 1250, IP 200 и стандарта API 2540.

А1.2 Нормативные ссылки

АСТМ Д 287 Метод определения плотности по API сырой нефти и нефтепродуктов (метод с использованием ареометра)

Таблицы измерения параметров нефти и нефтепродуктов 1980 г.

Историческое издание таблицы измерения параметров нефти и нефтепродуктов 1952 г.

А1.3 О разработчиках процедур корректировки

А1.3.1 Полный комплект новых совместно изданных АСТМ-ЭйПиАй-АйПи таблиц - результат тесного сотрудничества Американского общества по испытанию материалов, Американского института нефти и Нефтяного института (Лондон). Для обеспечения объективного учета выполнения задачи мировой практики стандартизации измерения в работу также были вовлечены Американский институт национальных стандартов и Британский институт стандартов, в результате чего пересмотренные таблицы были приняты в качестве американского национального стандарта и британского стандарта. Дополнительно в соответствии с компетенцией Секретариата международной организации по стандартизации/ТК 28 и ТК 28/SC 3, ЭйЭнЭсАй и БиЭсАй способствовали представлению пересмотренных таблиц для одобрения в качестве международного стандарта Международной организацией по стандартизации. Обозначение АСТМ Д 1250 применяется ко всем 35 таблицам, приведенным в разделе А1.5. Обозначение Энергетического института для полного комплекса таблиц: АйПи 200/80.

А1.4 Значение и применение

А1.4.1 Настоящее Руководство предполагается применять к сырой нефти, независимо от ее происхождения, и ко всем нормальным жидким, полученным из нефти нефтепродуктам. В настоящее время применение находят три первичных комплекса таблиц, а именно: выражение в °API (таблицы 5 и 6), относительной плотности (таблицы 23 и 24) и плотности (кг/м) (таблицы 53 и 54). Для максимальной точности и удобства применения первичных таблиц (таблицы 5, 6, 23, 24, 53, 54) сырые нефти и продукты представлены в отдельных таблицах. Например, в таблице 6 есть таблица 6А - Сырые нефти; таблица 6В - Нефтепродукты; таблица 6С - Коэффициенты поправки объема для отдельных и специальных применений. Дополнительные таблицы основаны на средних значениях поправочных коэффициентов объема сырой нефти и нефтепродуктов, полученных на основе первичных таблиц и, следовательно, не включены в значения прецизионности, приведенные в первичных таблицах.

А1.4.2 Диапазоны вспомогательных (дополнительных) таблиц, кроме таблиц 33 и 34, оканчиваются тем же диапазоном, что и таблицы А.

Таблица А1.4.2 - Диапазоны первичных таблиц


Таблица А	Таблица В	Таблица С




Примечание - - коэффициент теплового расширения при 60 °F.

А1.4.3 Все таблицы, включающие приведение веса к стандартной температуре, основаны на предположении, что измерение проведено с использованием стеклянного ареометра (метод испытания D 287) и что включена поправка на тепловое расширение стекла стандартного ареометра. Чтобы приспособить возрастающее применение поточных плотномеров, на которые не распространяются поправки, установленные для стеклянных ареометров, в компьютерных подпрограммах автоматически учитывается исключение поправок для стеклянных ареометров.

А1.5 Таблицы, действующие в настоящее время


Том I:
Таблица 5А - Сырые нефти. Корректировка наблюдаемой плотности в единицах API к плотности в единицах API при 60 °F
Таблица 6А - Сырые нефти. Корректировка объема к 60 °F с учетом плотности в единицах API при 60 °F
Том II:
Таблица 5В - Нефтепродукты. Корректировка наблюдаемой плотности в единицах API к плотности в единицах API при 60 °F
Таблица 6В -	Нефтепродукты. Корректировка объема к 60 °F с учетом плотности по API при 60 °F
Том III:
Таблица 6С - Коэффициенты поправки объема для отдельных и специальных применений. Поправка на объем к 60 °F с учетом коэффициентов термического расширения при 60 °F
Том IV:
Таблица 23А - Сырые нефти. Корректировка наблюдаемой относительной плотности к относительной плотности 60/60 °F
Таблица 24А - Сырые нефти. Корректировка объема к 60 °F с учетом относительной плотности при 60/60 °F
Том V:
Таблица 23В - Нефтепродукты. Корректировка наблюдаемой относительной плотности к относительной плотности при 60/60 °F
Таблица 24В - Нефтепродукты. Корректировка объема к 60 °F с учетом относительной плотности при 60/60 °F
Том VI:
Таблица 24С - Коэффициенты поправки объема для отдельных и специальных применений. Корректировка объема к 60 °F с учетом коэффициента термического расширения при 60 °F
Том VII:
Таблица 53А - Нефти. Корректировка наблюдаемой плотности к плотности при 15 °С
Таблица 54А - Сырые нефти. Корректировка объема к 15 °С с учетом плотности при 15 °С
Том VIII:
Таблица 53В - Нефтепродукты. Корректировка наблюдаемой плотности к плотности при 15 °С
Таблица 54В - Нефтепродукты. Корректировка объема к 15 °С с учетом плотности при 15 °С
Том IX:
Таблица 54С - Коэффициенты поправки объема для отдельных и специальных применений. Поправка на объем при 15 °С с учетом коэффициентов термического расширения при 15 °С
Том X:	Подготовка, разработка и процедуры выполнения
Тома XI и XII	Таблицы 2, 3, 4, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 21, 22, 26, 27, 28, 29, 30, 31, 51, 52, 58 переизданы без изменения
Таблица 33 - Значения удельного веса сжиженных нефтяных и природного газов, приведенные к значению при 60 °F
Таблица 34 - Приведение объема к 60 °F с учетом удельного веса при 60/60 °F для сжиженных нефтяных газов

Приложение ДА (справочное). Сведения о соответствии ссылочных стандартов ссылочным национальным стандартам Российской Федерации (и действующим в этом качестве межгосударственным стандартам)

Приложение ДА
(справочное)

Таблица ДА.1


Обозначение ссылочного стандарта	Степень соответствия	Обозначение и наименование соответствующего национального стандарта
ЭйПиАй Глава 11.1-2004
ЭйПиАй Глава 11.2.1
ЭйПиАй Глава 11.2.1М
ЭйПиАй Глава 11.5
ИСО 91-1:1992
ИСО 91-2:1991
АСТМ Д 1250:
ЭйДиДжейДи1250СиДи
* Соответствующий национальный стандарт отсутствует. До его утверждения рекомендуется использовать перевод на русский язык данного стандарта. Перевод данного стандарта находится в Федеральном информационном фонде технических регламентов и стандартов.

Электронный текст документа
подготовлен АО "Кодекс" и сверен по:
официальное издание
М.: Стандартинформ, 2011

Все документы, представленные в каталоге, не являются их официальным изданием и предназначены исключительно для ознакомительных целей. Электронные копии этих документов могут распространяться без всяких ограничений. Вы можете размещать информацию с этого сайта на любом другом сайте.

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ
	НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ	ГОСТ Р 8.595- 2004

Государственная система обеспечения единства измерений

МАССА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

Общие требования к методикам выполнения измерений

Москва ИПК
Издательство стандартов
2005

Предисловие

Задачи, основные принципы и правила проведения работ по государственной стандартизации в Российской Федерации установлены ГОСТ Р 1.0-92 «Государственная система стандартизации Российской Федерации. Основные положения» и ГОСТ Р 1.2-92 «Государственная система стандартизации Российской Федерации. Порядок разработки государственных стандартов»

Сведения о стандарте

1 РАЗРАБОТАН Федеральным государственным унитарным предприятием Всероссийским научно-исследовательским институтом расходометрии Государственным научным метрологическим центром (ФГУП ВНИИР-ГНМЦ)

2 ВНЕСЕН Управлением метрологии и госнадзора

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 7 декабря 2004 г. № 99-ст

4 Настоящий стандарт разработан с учетом требований международных стандартов: ИСО 91-1-92, ИСО 91-2-91, ASTM D 1250-80, API 2540-80

5 ВЗАМЕН ГОСТ Р 8.595-2002

ГОСТ Р 8.595-2004

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Государственная система обеспечения единства измерений

МАССА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

Общие требования к методикам выполнения измерений

State system for ensuring the uniformity of measurements. Mass of petroleum and petroleum products. General requirements for procedures of measurements

Дата введения - 2005-11-01

1 Область применения

Настоящий стандарт распространяется на методики выполнения измерений (далее - МВИ) массы товарной нефти и нефтепродуктов (далее - продукта) в сферах распространения государственного метрологического контроля и надзора, основанные на:

Прямых методах динамических и статических измерений;

Косвенных методах динамических и статических измерений;

Косвенном методе, основанном на гидростатическом принципе.

Настоящий стандарт устанавливает основные требования к МВИ массы продукта, обусловленные особенностями измерений массы продукта.

Настоящий стандарт обязателен для применения при разработке МВИ массы продукта, транспортируемого по трубопроводам, в мерах вместимости и мерах полной вместимости.

Настоящий стандарт применяют совместно с ГОСТ Р 8.563 .

2 Нормативные ссылки

3.13 масса брутто товарной нефти : Масса товарной нефти, показатели качества которой соответствуют требованиям ГОСТ Р 51858 .

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

3.15 масса нетто товарной нефти : Разность массы брутто товарной нефти и массы балласта.

4 Методы измерений, реализуемые в МВИ массы продукта

4.1 Для измерений массы продукта, транспортируемого по трубопроводам, применяют:

Прямой метод динамических измерений;

Косвенный метод динамических измерений.

Для измерений массы продукта в мерах вместимости и мерах полной вместимости применяют:

Прямой метод статических измерений;

Косвенный метод статических измерений;

Косвенный метод, основанный на гидростатическом принципе.

4.2 При прямом методе динамических измерений массу продукта измеряют в трубопроводе с помощью массомера и результат измерений массы получают непосредственно.

4.3 При косвенном методе динамических измерений массу продукта определяют по результатам следующих измерений в трубопроводе:

а) плотности с помощью поточных преобразователей плотности (далее - преобразователь плотности), давления и температуры.

При отключении рабочего и отсутствии резервного преобразователя плотности плотность продукта определяют при помощи ареометра в лаборатории по ГОСТ 3900 , ГОСТ Р 51069 или лабораторного плотномера в объединенной пробе, составленной из точечных проб, отобранных по ГОСТ 2517 . Коэффициенты объемного расширения и сжимаемости продукта определяют в соответствии с МИ 2632 или принимают для нефти по МИ 2153 , для нефтепродуктов по МИ 2823 ;

б) объема продукта с помощью преобразователей расхода, давления и температуры или счетчиков жидкости.

Результаты измерений плотности и объема продукта приводят к стандартным условиям или результат измерений плотности продукта приводят к условиям измерений его объема.

4.4 При прямом методе статических измерений массу продукта определяют по результатам взвешивания на железнодорожных и автомобильных весах по ГОСТ 29329 или ГОСТ 30414 железнодорожных и автомобильных цистерн с продуктом и без него.

4.5 При косвенном методе статических измерений массу продукта определяют по результатам измерений:

а) в мерах вместимости:

Уровня продукта - стационарным уровнемером или другими средствами измерений уровня жидкости;

Плотности продукта - переносным или стационарным средством измерений плотности или ареометром по ГОСТ 3900 , ГОСТ Р 51069 или лабораторным плотномером в объединенной пробе, составленной из точечных проб, отобранных по ГОСТ 2517 ;

Температуры продукта - термометром в точечных пробах или с помощью переносного или стационарного преобразователя температуры;

Объема продукта - по градуировочной таблице меры вместимости с использованием результата измерений уровня продукта;

б) в мерах полной вместимости:

Плотности продукта - переносным средством измерений плотности или ареометром в лаборатории по ГОСТ 3900 , ГОСТ Р 51069 или лабораторным плотномером в точечной пробе продукта, отобранной по ГОСТ 2517 ;

Температуры продукта - переносным преобразователем температуры или термометром в точечной пробе продукта, отобранной по ГОСТ 2517 ;

Объема продукта, принятого равным действительной вместимости меры, значение которой нанесено на маркировочную табличку и указано в свидетельстве о поверке по ГОСТ Р 8.569 , с учетом изменения уровня продукта относительно указателя уровня.

Результаты измерений плотности и объема продукта приводят к стандартным условиям по температуре 15 °С или 20 °С, или результат измерений плотности продукта приводят к условиям измерений его объема в мерах вместимости и мерах полной вместимости.

Коэффициент объемного расширения продукта определяют в соответствии с МИ 2632 или принимают для нефти по МИ 2153 , для нефтепродуктов по МИ 2823 .

4.6 При косвенном методе, основанном на гидростатическом принципе, массу продукта в мерах вместимости определяют по результатам измерений:

Гидростатического давления столба продукта - стационарным измерителем гидростатического давления;

Уровня продукта - переносным или другим средством измерений уровня.

4.7 Массу нетто товарной нефти определяют как разность массы брутто товарной нефти и массы балласта. Массу балласта определяют как общую массу воды, солей и механических примесей в товарной нефти. Для этого определяют массовые доли воды, механических примесей и хлористых солей в товарной нефти и рассчитывают их массу.

5 Требования к МВИ массы продукта

5.1 Погрешности измерений массы продукта

5.1.1 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто товарной нефти и массы нефтепродукта не должны превышать:

0,40 % - при прямом методе статических измерений взвешиванием на весах расцепленных цистерн;

0,50 % - при прямом методе статических измерений взвешиванием на весах движущихся нерасцепленных цистерн и составов из них;

0,25 % - при прямом и косвенном методах динамических измерений;

0,50 % - при косвенном методе статических измерений и косвенном методе измерений, основанном на гидростатическом принципе, массы продукта от 120 т и более;

0,65 % - при косвенном методе статических измерений и косвенном методе измерений, основанном на гидростатическом принципе, массы продукта до 120 т.

5.1.2 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто товарной нефти не должны превышать:

0,50 % - при прямом методе статических измерений взвешиванием на весах расцепленных цистерн;

0,60 % - при прямом методе статических измерений взвешиванием на весах движущихся нерасцепленных цистерн и составов из них;

0,35 % - при прямом и косвенном методах динамических измерений;

0,60 % - при косвенном методе статических измерений и косвенном методе измерений, основанном на гидростатическом принципе, от 120 т и более;

0,75 % - при косвенном методе статических измерений и косвенном методе измерений, основанном на гидростатическом принципе, до 120 т.

5.2 Требования к документам на МВИ массы продукта

5.2.1 В зависимости от сложности и области применения МВИ массы продукта оформляют в виде:

Раздела или части документа (стандарта, технических условий, конструкторского или технологического документа и т. п.).

5.2.2 Разработка, стандартизация и введение в действие документов на МВИ массы продукта - по ГОСТ Р 8.563 , ГОСТ Р 1.2 , ГОСТ Р 1.5 , ГОСТ Р 1.12 , Р 50.1.039 , МИ 2525 , МИ 2561 и настоящему стандарту.

5.2.3 МВИ массы продукта подлежат аттестации по ГОСТ Р 8.563 .

5.2.4 Документы на МВИ массы продукта подлежат метрологической экспертизе по ГОСТ Р 8.563 и ГОСТ Р 1.11 .

5.2.5 Документы на МВИ массы продукта, предназначенные для применения в сфере обороны и безопасности Российской Федерации, подлежат метрологической экспертизе в 32 Государственном научно-исследовательском и испытательном институте Минобороны России (далее - 32 ГНИИИ МО РФ).

5.2.6 Алгоритмы и программы обработки результатов измерений, предусмотренные в документе на МВИ массы продукта, должны пройти метрологическую аттестацию по МИ 2174 (в сфере обороны и безопасности Российской Федерации - в 32 ГНИИИ МО РФ).

5.3 Оценивание погрешности измерений массы продукта

5.3.1 Погрешность измерений массы оценивают следующими методами:

а) оцениванием характеристик погрешности результата измерений массы продукта, принятым в российских НД в области обеспечения единства измерений;

б) вычислением неопределенности измерений массы продукта по РМГ43 ;

в) вычислением правильности и прецизионности по ГОСТ Р ИСО 5725-1 - ГОСТ Р ИСО 5725-6 для показателей качества продукта, используемых для расчета его массы.

5.3.2 Требования к оцениванию характеристик погрешности измерений массы продукта

5.3.2.1 Характеристики погрешности измерений массы продукта оценивают на основании анализа источников и составляющих погрешности измерений.

5.3.2.2 Для уменьшения систематической составляющей погрешности от влияния температуры, давления и других влияющих величин на результаты измерений вводят поправки.

5.3.2.3 Оценивание погрешности измерений массы продукта при прямых методах измерений величин проводят по ГОСТ 8.207 и МИ 1552 .

5.3.2.4 Оценивание погрешности измерений массы продукта при косвенном методе измерений проводят по МИ 2083 .

5.3.2.5 Формы представления и способы округления результатов измерений должны соответствовать МИ 1317 .

5.4 Средства измерений и вспомогательные устройства, выбираемые для МВИ массы продукта

5.4.1 Средства измерений и вспомогательные устройства (в том числе средства вычислительной техники) выбирают при проектировании измерительной системы массы продукта в зависимости от принятых методов измерений величин, по результатам измерений которых определяют массу продукта, и оптимальных затрат на измерения, включая затраты на метрологическое обслуживание средств измерений, при условии выполнения требований к МВИ, в том числе норм погрешности измерений массы брутто товарной нефти и массы нефтепродукта, указанным в , и массы нетто товарной нефти, указанным в .

5.4.2 Рациональные методы и средства измерений и вспомогательные устройства выбирают в соответствии с МИ 1967 .

5.4.3 В документе на МВИ приводят перечень средств измерений и вспомогательных устройств, их обозначения, типы, нормированные метрологические характеристики (класс точности, предел допускаемой погрешности, диапазон измерений и др.) и обозначение НД, регламентирующего технические требования и (или) метрологические и основные технические характеристики этих средств измерений и вспомогательных устройств, а также указывают возможность применения средств измерений и вспомогательных средств, не приведенных в перечне, но удовлетворяющих установленным в МВИ требованиям.

5.4.4 В МВИ массы продукта должны быть указаны средства измерений, типы которых утверждены по ПР 50.2.009 и внесены в Государственный реестр средств измерений.

5.5 Квалификация операторов и требования безопасности

5.5.1 К выполнению измерений и обработке их результатов допускают лиц, достигших 18 лет, имеющих квалификацию оператора не ниже 4-го разряда, прошедших курсы обучения, сдавших экзамен по технике безопасности и изучивших инструкции по эксплуатации применяемых средств измерений и вспомогательных устройств и документ на МВИ по .

Лица, привлекаемые к выполнению измерений, должны:

Пройти обучение и инструктаж по технике безопасности в соответствии с ГОСТ 12.0.004 ;

Соблюдать правила техники безопасности и пожарной безопасности, установленные для объекта, на котором проводят измерения;

Выполнять измерения в специальной одежде и обуви по ГОСТ 12.4.137, ГОСТ 27574, ГОСТ 27575;

Периодически контролировать содержание вредных веществ в воздухе рабочей зоны, которое не должно превышать предельно допускаемых концентраций, установленных в ГОСТ 12.1.005 .

5.5.2 Средства измерений и вспомогательные устройства, применяемые при выполнении измерений, должны быть изготовлены во взрывозащищенном исполнении, соответствующем классу взрывоопасной зоны по ГОСТ Р 51330.0 , соответствовать требованиям ГОСТ Р 51330.9 и иметь свидетельство о взрывозащищенности и разрешение Госгортехнадзора России по Правилам .

5.6 Требования к условиям измерений

5.6.1 В документе на МВИ массы продукта должны быть приведены номинальные значения и (или) диапазоны значений, влияющих на погрешность величин, при этом должно быть установлено:

Число измерений (наблюдений) величин, проведенных в каждой точке измерений, например число измерений уровня продукта в мерах вместимости;

Время выдержки перед регистрацией показаний средств измерений: уровня и температуры продукта в мерах вместимости, если эти значения не указаны в НД на них, и др.

5.7 Требования к обработке результатов измерений массы продукта

5.7.1 По МВИ, основанным на косвенном методе динамических измерений, измеряют плотность и объем продукта, и результаты этих измерений приводят к стандартным условиям или результаты измерений плотности продукта приводят к условиям измерений его объема.

5.7.1.1 Массу продукта , кг, при измерениях объема продукта, проводимых с помощью преобразователя расхода или счетчика жидкости, и его плотности, определяемой с помощью преобразователя плотности, и последующем приведении результатов измерений объема и плотности продукта к стандартным условиям вычисляют по формуле

где - плотность и объем продукта, приведенные к стандартным условиям.

Примечание - Обозначение «Д» соответствует термину «динамическое».

Плотность продукта, приведенную к стандартным условиям при температуре 15 °С, , кг/м 3 , вычисляют по формуле:

(2)

где - плотность продукта, измеренная при температуре и давлении продукта в преобразователе плотности, кг/м 3 ;

Поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры на объем продукта, определенный для температуры продукта в преобразователе плотности, вычисляемый по API 2540 ;

Поправочный коэффициент, учитывающий влияние давления на объем продукта, определенный для давления продукта в преобразователе плотности, вычисляемый по API 2540 .

Плотность продукта, приведенную к стандартным условиям при температуре 20 °С, , кг/м 3 , вычисляют по формуле

где - коэффициент объемного расширения продукта, вычисляемый по МИ 2632 или по МИ 2823 для нефтепродуктов.

Объем продукта, приведенный к температуре 15 °С, , м 3 , вычисляют по формуле

(4)

где - объем продукта, измеренный при температуре и давлении продукта в преобразователе расхода или счетчике жидкости, мл;

Поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры на объем продукта, определенный для температуры продукта в преобразователе расхода или счетчике жидкости, вычисляемый по API 2540 ;

Поправочный коэффициент, учитывающий влияние давления на объем продукта, определенный для давления в преобразователе расхода или счетчике жидкости, вычисляемый по API 2540 .

Объем продукта , м 3 , приведенный к температуре 20 °С, вычисляют по формуле

5.7.1.2 Массу продукта , кг, при измерениях объема продукта, проводимых с помощью преобразователя расхода или счетчика жидкости, и его плотности, определяемой с помощью ареометра или лабораторного плотномера в лаборатории в объединенной пробе, и последующем приведении результатов измерений объема и плотности продукта к стандартным условиям вычисляют по формуле

где - объем продукта, приведенный к стандартным условиям, м 3 ;

Плотность продукта, приведенная к стандартной температуре, кг/м 3 .

Значение , м 3 , определяют по формуле (4) или (5).

где - плотность продукта, измеренная с помощью ареометра в лабораторных условиях (температура Т r и избыточное давление, равное нулю), с учетом систематической погрешности метода по МИ 2153 или с помощью лабораторного плотномера, кг/м 3 ;

Поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры на объем продукта, вычисляемый по API 2540 ;

где - коэффициент объемного расширения продукта, вычисляемый по МИ 2632 .

Допускается плотность продукта, измеренную ареометром, приводить к плотности при стандартной температуре 15 °С или 20 °С по таблицам ASTM D 1250 , ИСО 91-1 , ИСО 91-2 или МИ 2153 для нефти и по МИ 2842 , МИ 2823 для нефтепродуктов.

5.7.1.3 Массу продукта , кг, при измерениях объема продукта, проводимых с помощью преобразователя расхода или счетчика жидкости, и его плотности, определяемой с помощью поточного преобразователя плотности, и последующем приведении результатов измерений плотности продукта к условиям измерений его объема допускается вычислять по формуле

где - объем продукта, измеренный при температуре и давлении продукта в преобразователе расхода или счетчике жидкости, м 3 ;

Плотность продукта, измеренная при температуре и давлении продукта в преобразователе плотности, кг/м 3 ;

Температура продукта в преобразователе плотности, °С;

Температура продукта в преобразователе расхода или счетчике жидкости, °С;

g - коэффициент сжимаемости продукта, значения которого определяют МИ 2632 или по МИ 2153 для нефти и по МИ 2823 для нефтепродуктов;

Избыточное давление продукта в преобразователе плотности, МПа;

Избыточное давление продукта в преобразователе расхода или счетчике жидкости, МПа.

5.7.1.4 Массу продукта , кг, при измерениях объема продукта, проводимых с помощью преобразователя расхода или счетчика жидкости, и плотности, определяемой с помощью ареометра по ГОСТ 3900 , ГОСТ Р 51069 в объединенной пробе или с помощью лабораторного плотномера, и последующем приведении результатов измерений плотности продукта к условиям измерений его объема допускается вычислять по формуле:

b - коэффициент объемного расширения продукта, значения которого определяют по МИ 2632 или по МИ 2153 для нефти и по МИ 2823 для нефтепродуктов;

g - коэффициент сжимаемости продукта, значения которого определяю МИ 2632 или по 2153 для нефти и по МИ 2823 для нефтепродуктов;

Р V - избыточное давление продукта при измерениях его объема, МПа;

К - поправочный коэффициент на температурное расширение стекла для ареометров, вычисляемый по МИ 2153 . В случае измерений плотности с помощью лабораторного плотномера его принимают равным единице.

5.7.1.5 Формулы (9), (10) применяют при разности температур при измерениях плотности и объема продукта не более 15 °С. При разности температур при измерениях плотности и объема продукта более 15 °С вычисления проводят по .

5.7.2 По МВИ, основанным на косвенном методе статических измерений, измеряют объем и плотность продукта в мерах вместимости или мерах полной вместимости и результаты этих измерений приводят к стандартным условиям или результаты измерений плотности продукта приводят к условиям измерений его объема.

5.7.2.1 Массу продукта , кг, при измерениях объема продукта в мерах вместимости и мерах полной вместимости и плотности продукта с помощью преобразователя плотности или в лаборатории в объединенной или точечной пробе и последующем приведении результатов измерений объема и плотности продукта к стандартному условию по температуре вычисляют по формуле:

(11)

где - плотность и объем продукта, приведенные к стандартному условию по температуре.

Примечание - Обозначение «с» соответствует термину «статическое».

Плотность продукта, приведенную к температуре 15 °С, , кг/м 3 , вычисляют по формуле

где - плотность продукта, измеренная с помощью ареометра в лаборатории или с помощью преобразователя плотности, кг/м 3 ;

Поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры на объем продукта, определенный для температуры продукта в лаборатории или в преобразователе плотности, вычисляемый по API 2540 ;

К - поправочный коэффициент на температурное расширение стекла для ареометров, вычисляемый по МИ 2153 . В случае измерений плотности с помощью преобразователя плотности его принимают равным единице.

Плотность продукта, приведенную к температуре 20 °С, , кг/м 3 , вычисляют по формуле

Объем продукта, приведенный к температуре 15 °С, , м 3 , вычисляют по формуле:

(14)

где - объем продукта в мере вместимости на измеряемом уровне Н , определяемый по градуировочной таблице меры вместимости, составленной при температуре 20 °С по ГОСТ 8.346 , ГОСТ 8.570 , МИ 2543 , МИ 1124 , РД 50-156 , МИ 2579 , МИ 1001 , или в мере полной вместимости на уровне продукта, соответствующем указателю уровня в соответствии с ГОСТ Р 8.569 с учетом изменения уровня продукта относительно указателя уровня, м 3 . Данные градуировочных таблиц соответствуют температуре стенки мер вместимости, равной 20 °С;

a СТ - температурный коэффициент линейного расширения материала стенки меры вместимости, значение которого принимают равным 12,5× 10 -6 1/°С для стали и 10× 10 -6 1/°С для бетона;

a S - температурный коэффициент линейного расширения материала средства измерений уровня продукта (например измерительной рулетки с грузом, метроштока, уровнемера поплавкового типа и др.). Его значения принимают равными:

для нержавеющей стали - 12,5× 10 -6 1/°С;

для алюминия - 23× 10 -6 1/°С.

В случае необходимости при использовании уровнемеров других типов вводят температурные поправки к измеренному уровню продукта, при этом значение коэффициента a S принимают равным нулю;

T СТ - температура стенки меры вместимости, принимаемая равной температуре продукта в мере вместимости , °С;

Поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры на объем продукта, определенный для температуры продукта в мере вместимости или в мере полной вместимости, вычисляемый по API 2540 .

Объем продукта, приведенный к температуре 20 °С, , м 3 , вычисляют по формуле:

(15)

5.7.2.2 Плотность продукта при проведении учетных операций может быть приведена к плотности при стандартной температуре 15 °С или 20 °С по ASTM 1250 , ИСО 91-1 , ИСО 91-2 или МИ 2153 для нефти и по МИ 2842 или МИ 2823 нефтепродуктов.

5.7.2.3 При проведении учетных операций плотность нефти при стандартной температуре 20 °С допускается приводить к плотности нефти при стандартной температуре 15 °С и наоборот по ГОСТ Р 8.599.

5.7.2.4 Массу продукта , кг, при приведении плотности продукта, измеренной в лаборатории, к условиям измерений объема продукта в мере вместимости или мере полной вместимости допускается вычислять по формуле:

(16)

где - плотность продукта, измеренная в лаборатории при температуре , кг/м 3 ;

b - коэффициент объемного расширения продукта, значения которого определяют МИ 2632 или для нефти - по МИ 2153 , нефтепродуктов - МИ 2823 .

5.7.2.5 Формула (16) может быть применена при разности температур и T СТ не более 15 °С.

5.7.3 По МВИ, основанным на косвенном методе с применением гидростатического принципа, массу продукта , кг, при измерениях гидростатического давления столба продукта в мерах вместимости вычисляют по формуле

(17)

где Р - гидростатическое давление столба продукта, Па;

S cp - средняя площадь поперечного сечения наполненной части меры вместимости, м 2 ;

g - ускорение силы тяжести, м/с 2 .

5.7.3.1 Среднюю площадь S cp , м 2 , вычисляют по формуле:

(18)

где V 20 - объем продукта в мере вместимости на измеряемом уровне Н , определяемый по градуировочной таблице меры вместимости, м 3 ;

a СТ - температурный коэффициент линейного расширения стенки меры вместимости, значение которого принимают равным 12,5× 10 -6 1/°С;

Т СТ - температура стенки меры вместимости, принимаемая равной температуре продукта в мере вместимости, °С.

5.7.4 Массу продукта т 0 , кг, принятого в меру вместимости или отпущенного из нее, определяют как абсолютное значение разности масс продукта по формуле:

т 0 = ½ т i - т i +1 ½ (19)

где т i , т i +1 - массы продукта, вычисленные по формуле () или () в начале и конце операции соответственно.

5.7.5 Массу нетто товарной нефти т н , кг, вычисляют по формуле

т н = т – т б . (20)

где т - масса брутто товарной нефти, измеренная одним из методов по разделу , кг;

т б - масса балласта, кг, вычисляемая по формуле

(21)

где - массовая доля воды в товарной нефти, %;

Массовая доля хлористых солей в товарной нефти, %;

Массовая доля механических примесей в товарной нефти, %.

5.7.5.1 Массовую долю воды в товарной нефти определяют по ГОСТ 2477 . Массовую долю воды в товарной нефти допускается измерять с помощью поточного влагомера.

5.7.5.2 Массовую долю хлористых солей в товарной нефти определяют по ГОСТ 21534 . Массовую долю хлористых солей в товарной нефти допускается измерять с помощью поточного солемера.

5.7.5.3 Массовую долю механических примесей в товарной нефти определяют по ГОСТ 6370 . Массовую долю механических примесей в товарной нефти допускается измерять с помощью поточного анализатора.

5.8 Форма представления результатов оценивания погрешности измерений массы продукта

5.8.1 При прямом методе динамических измерений погрешностью следует считать погрешность измерений массы продукта с помощью массомера.

5.8.2 При прямом методе статических измерений погрешностью следует считать погрешность измерений массы продукта с помощью весов. Оценивание погрешности измерений массы продукта с применением весов проводят по МИ 1953 .

5.8.3 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы продукта при косвенном методе динамических измерений d m Д , %, вычисляют по формуле

(22)

где d V - относительная погрешность измерений объема продукта, %. За воспринимают относительную погрешность средства измерений объема продукта, если сумма остальных составляющих погрешности измерений объема продукта является несущественной в соответствии с ГОСТ 8.009 ;

d r

D Т r , D Т V - абсолютные погрешности измерений температуры продукта при измерениях его плотности и объема соответственно, °С;

b - коэффициент объемного расширения продукта, 1/°С (приложение );

d N - предел допускаемой относительной погрешности устройства обработки информации или измерительно-вычислительного комплекса (из сертификата об утверждении типа или свидетельства о поверке), %;

G - коэффициент, вычисляемый по формуле:

(23)

где Т V , Т r - температуры продукта при измерениях его объема и плотности, °С.

5.8.4 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы продукта при косвенном методе динамических измерений и последующем приведении плотности продукта к условиям измерений его объема по или , %, вычисляют по формуле:

(24)

где d V П - относительная погрешность измерений объема продукта, %;

d r П - относительная погрешность измерений плотности продукта, %;

d T V r - составляющая относительной погрешности измерений массы продукта за счет абсолютных погрешностей измерений температур , , %, вычисляемая по формуле:

(25)

где D Т r , D Т V - абсолютные погрешности измерений температур , °С.

(28)

где Н - уровень наполнения, мм;

D V 20 - объем продукта, приходящийся на 1 мм высоты наполнения меры вместимости на измеряемом уровне наполнения, м 3 /мм;

V 20 - объем продукта в мере вместимости на измеряемом уровне наполнения.

Значения D V 20 , V 20 определяют по градуировочной таблице меры вместимости при измеряемом уровне наполнения.

Значение К ф для вертикальных цилиндрических резервуаров, танков наливных судов прямоугольной и цилиндрической форм принимают равным единице.

5.8.6 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы продукта при косвенном методе, основанном на гидростатическом принципе, , %, вычисляют по формуле:

где d K i , d K i +1 - относительные погрешности составления градуировочной таблицы при измеряемых уровнях наполнения меры вместимости Н i , Н i +1 соответственно, %;

K ф i , K ф i +1 - коэффициенты, учитывающие геометрическую форму меры вместимости при измеряемых уровнях наполнения меры вместимости Н i , Н i +1 соответственно;

D Т r , D Т V - абсолютные погрешности измерений температур продукта Т r , Т V соответственно, °С;

б) для косвенного метода, основанного на гидростатическом принципе

(31)

где ), ((33)

где d т - предел допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти или массы нефтепродукта косвенными методами, %.

При применении прямых методов измерений массы продукта значение d т * принимают равным относительной погрешности измерений массы продукта с помощью массомера или весов.

Абсолютные погрешности измерений массовых долей воды, механических примесей и хлористых солей в товарной нефти определяют по результатам оценки промежуточных показателей прецизионности и правильности стандартных методов измерений в каждой лаборатории, проводящей анализы при учетных операциях, в соответствии с ГОСТ Р ИСО 5725-1 - ГОСТ Р ИСО 5725-6 .

690,0-699,9

0,00130

850,0-859,9

0,00081

700,0-709,9

0,00126

860,0-869,9

0,00079

710,0-719,9

0,00123

870,0-879,9

0,00076

720,0-729,9

0,00119

880,0-889,9

0,00074

730,0-739,9

0,00116

890,0-899,9

0,00072

740,0-749,9

0,00113

900,0-909,9

0,00070

750,0-759,9

0,00109

910,0-919,9

0,00067

760,0-769,9

0,00106

920,0-929,9

0,00065

770,0-779,9

0,00103

930,0-939,9

0,00063

780,0-789,9

0,00100

940,0-949,9

0,00061

790,0-799,9

0,00097

950,0-959,9

0,00059

800,0-809,9

0,00094

960,0-969,9

0,00057

810,0-819,9

0,00092

970,0-979,9

0,00055

820,0-829,9

0,00089 ).

МИ 2525-99 Государственная система обеспечения единства измерений. Рекомендации по метрологии государственных научных метрологических центров Госстандарта России. Порядок разработки. М.: ВНИИМС, 1999

МИ 2561-99 Государственная система обеспечения единства измерений. Порядок разработки перечней организаций, которым должны быть разосланы на отзыв проекты нормативных документов ГСИ. М.: ВНИИМС, 1999

МИ 2174-91 Государственная система обеспечения единства измерений. Аттестация алгоритмов и программ обработки данных при измерениях. Основные положения. П.: ВНИИМ, 1991

РМГ 43-2001 Государственная система обеспечения единства измерений. Применение «Руководства по выражению неопределенности измерений». М.: ИПК Изд-во стандартов, 2001

МИ 1552-86 Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения прямые однократные. Оценивание погрешностей результатов измерений. П.: ВНИИМ, 1991

МИ 2083-90 Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения косвенные. Определение результатов измерений и оценивание их погрешностей. П.: ВНИИМ, 1990

МИ 1317-86 Государственная система обеспечения единства измерений. Результаты и характеристики погрешности измерений. Формы представления. Способы использования при испытаниях образцов продукции и контроле их параметров. М.: ВНИИМС, 1986

МИ 1967-89 Государственная система обеспечения единства измерений. Выбор методов и средств измерений при разработке методик выполнения измерений. Общие положения. М.: ВНИИМС, 1989

ПР 50.2.009-94 Государственная система обеспечения единства измерений. Порядок проведения испытаний и утверждения типа средств измерений (с Изменением № 1). М.: ВНИИМС, 1994

МИ 2543-99 Государственная система обеспечения единства измерений. Цистерны железнодорожные. Методика поверки объемным методом. Казань: ВНИИР, 1999

МИ 1124-86 Государственная система обеспечения единства измерений. Вместимость стальных вертикальных цилиндрических резервуаров с теплоизоляцией. Методика выполнения измерений геометрическим методом. Казань: ВНИИР, 1986

РД 50-156-79 Определение вместимости и градуировка железобетонных цилиндрических резервуаров со сборной стенкой вместимостью до 30000 м 3 геометрическим методом. М.: Изд-во стандартов, 1979

МИ 2579-2000 Государственная система обеспечения единства измерений. Резервуары (танки) речных и морских наливных судов. Методика поверки объемным методом. Казань: ВНИИР, 2000

МИ 1001-99 Государственная система обеспечения единства измерений. Определение поправочного коэффициента на полную вместимость нефтеналивных танков судов при измерении объема нефти. Методика расчета. Казань: ВНИИР, 1999

МИ 1953-88 Государственная система обеспечения единства измерений. Масса народнохозяйственных грузов при бестарных перевозках. Методика выполнения измерений. Казань: ВНИИР, 1988

МИ 2823-21 Государственная система обеспечения единства измерений. Плотность нефтепродуктов при учетно-расчетных операциях. Методика выполнения измерений ареометром. Программа (таблицы) приведения плотности нефтепродуктов к заданной температуре: С.-Пб.: ВНИИМ, 2003.

Ключевые слова : масса, масса брутто товарной нефти, масса балласта, масса нетто товарной нефти, продукт, методика выполнения измерений, объем, вместимость, резервуар, цистерна, уровнемер, счетчик, погрешность, уровень, градуировка, поверка, температура, плотность, давление, сжимаемость

размер шрифта

ГОСУДАРСТВЕННАЯ СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЕДИНСТВА ИЗМЕРЕНИЙ- МАССА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ- ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К МЕТОДИКАМ ВЫПОЛНЕНИЯ... Актуально в 2018 году

5.7 Требования к обработке результатов измерений массы продукта

5.7.1.1 Массу продукта m(д)_1, кг, при измерениях объема продукта, проводимых с помощью преобразователя расхода или счетчика жидкости, и его плотности, определяемой с помощью преобразователя плотности, и последующем приведении результатов измерений объема и плотности продукта к стандартным условиям вычисляют по формуле

Где ро(Д)_изм - плотность продукта, измеренная при температуре и давлении продукта в преобразователе плотности, кг/м3;

CTL(Д)_ро - поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры нв объем продукта, определенный для температуры продукта в преобразователе плотности, вычисляемый по API 2540 ;

CPL(Д)_ро - поправочный коэффициент, учитывающий влияние давления нв объем продукта, определенный для давления продукта в преобразователе плотности, вычисляемый по API 2540 .

Плотность продукта, приведенную к стандартным условиям при температуре 20°С, ро(д)_20, кг/м3, вычисляют по формуле

Где V(Д)_изм - объем продукта, измеренный при температуре и давлении продукта в преобразователе расхода или счетчике жидкости, м3;

CTL(Д)_V - поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры на объем продукта, определенный для температуры продукта в преобразователе расхода или счетчике жидкости, вычисляемый по API 2540 ;

CPL(Д)_V - поправочный коэффициент, учитывающий влияние давления на объем продукта, определенный для давления продукта в преобразователе расхода или счетчике жидкости, вычисляемый по API 2540 .

Объем продукта V(Д)_20, м3, приведенный к температуре 20°С, вычисляют по формуле

Где V(Д)_0 - объем продукта, приведенный к стандартным условиям, м3;

ро(Д)_0 - плотность продукта, приведенная к стандартной температуре, кг/м3;

Значение V(Д)_0, м3, определяют по формуле (4) или (5).

Плотность продукта, приведенную к температуре, 15°С, ро(L)_15, кг/м3, вычисляют по формуле

(7)

Где ро(Л)_изм - плотность продукта, измеряемая с помощью ареометра в лабораторных условиях (температура T_ро и избыточное давление, равное нулю), с учетом систематической погрешности метода по МИ 2153 или с помощью лабораторного плотномера, кг/м3;

CTL(Л)_ро - поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры на объем продукта, вычисляемый по API 2540 ;

Плотность продукта, приведенную к температуре 20°С, ро(Л)_20, кг/м3, вычисляют по формуле

(8)

Где бета(Л)_15 - коэффициент объемного расширения продукта, вычисляемый по МИ 2632 .

Допускается плотность продукта, измеренную ареометром, приводить к плотности при стандартной температуре 15°C или 20°C по таблицам ASTM D 1250 , ИСО 91-1 , ИСО 91-2 или МИ 2153 для нефти и по МИ 2842 , МИ 2823 для нефтепродуктов.

5.7.1.3 Массу продукта m(Д)_3, кг, при измерениях объема продукта, проводимых с помощью преобразователя расхода или счетчика жидкости, и его плотности, определяемой с помощью поточного преобразователя плотности, и последующем приведении результатов измерений плотности продукта к условиям измерений его объема допускается вычислять по формуле

(9)

Где V(Д)_п.изм - объем продукта, измеренный при температуре и давлении продукта в преобразователе расхода или счетчике жидкости, м3;

рo(Д)_п.изм - плотность продукта, измеренная при температуре и давлении продукта в преобразователе плотности, кг/м3;

бета - коэффициент объемного расширения продукта, значения которого определяют по МИ 2632 или по МИ 2823 для нефтепродуктов;

T(Д)_роп - температура продукта в преобразователе плотности, °С;

P(Д)_Vп - температура продукта в преобразователе расхода или счетчике жидкости, °С;

P(Д)_роп - избыточное давление продукта в преобразователе плотности, МПа;

V(Д)_Vп - избыточное давление продукта в преобразователе расхода или счетчике жидкости,МПа.

5.7.1.4 Массу продукта m(Д)_4, кг, при измерениях объема продукта, проводимых с помощью преобразователя расхода или счетчика жидкости, и плотности, определяемой с помощью ареометра по ГОСТ 3900, ГОСТ Р 51069 в объединенной пробе или с помощью лабораторного плотномера, и последующем приведении результатов измерений плотности продукта к условиям измерений его объема допускается вычислять по формуле

(10)

Где ро(Л)_изм - плотность продукта, измеренная в лаборатории при температуре T(Л)_ро, кг/м3;

бета - коэффициент объемного расширения продукта, значения которого определяют по МИ 2632 или по МИ 2823 для нефти и МИ 2823 для нефтепродуктов;

гамма - коэффициент сжимаемости продукта, значения которого определяют по МИ 2632 или по МИ 2823 для нефти и МИ 2823 для нефтепродуктов;

P_V - избыточное давление продукта при измерении его объема, МПа;

5.7.1.5 Формулы (9), (10) применяют при разности температур при измерениях плотности и объема продукта не более 15°С. При разности температур при измерениях плотности и объема продукта более 15°С вычисления проводят по 5.7.1.2.

5.7.2.1 Массу продукта m(c)_1, кг, при измерениях объема продукта в мерах вместимости и мерах полной вместимости и плотности продукта с помощью преобразователя плотности или в лаборатории в объединенной или точечной пробе и последующем приведении результатов измерений объема и плотности продукта к стандартному условию по температуре вычисляют по формуле

Где ро(с)_изм - плотность продукта, измеренная с помощью ареометра в лаборатории или с помощью преобразователя плотности, кг/м3;

CTL(с)_ро - поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры на объем продукта, определенный для температуры продукта в лаборатории или в преобразователе плотности, вычисляемый по API 2540 ;

Плотность продукта, приведенную к температуре 20°С, ро(с)_20, кг/м3, вычисляют по формуле

Где V_20 - объем продукта в мере вместимости на измеряемом уровне Н, определяемый по градуировочной таблице меры вместимости, составленной при температуре 20 °С по ГОСТ 8.846, ГОСТ 8.570, МИ 2543 , МИ 1124 , РД 50-156 , МИ 2579 , МИ 1001 , или в мере полной вместимости на уровне продукта, соответствующем указателю уровня в соответствии с ГОСТ Р 8.569 с учетом изменения уровня продукта относительно указателя уровня, м3. Данные градуировочных таблиц соответствуют температуре стенки мер вместимости, равной 20 °С;

альфа_ст - температурный коэффициент линейного расширения материала стенки меры вместимости, значение которого принимают равным 12,5 х 10(-6) 1/°С для бетона;

альфа_s - температурный коэффициент линейного расширения средства измерений уровня продукта (например измерительной рулетки с грузом, метроштока, уровнемера поплавкового типа и др.). Его значения принимают равными:

для нержавеющей стали - 12,5 х 10(-6) 1/°С;

для алюминия - 23 х 10(-6) 1/°С.

В случае необходимости при использовании уровнемеров других типов вводят температурные поправки к измеренному уровню продукта, при этом значение коэффициента альфа_s принимают равным нулю;

Т_ст - температура стенки меры вместимости, принимаемая равной температуре продукта в мере вместимости Т(с)_v, °С;

CTL(c)_v - поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры на объем продукта, определенный для температуры продукта в мере вместимости или в мере полной вместимости, вычисляемый по API 2540 .

Объем продукта, приведенный к температуре 20°С, V(c)_20, м3, вычисляют по формуле

(15)

5.7.2.2 Плотность продукта при проведении учетных операций может быть приведена к плотности при стандартной температуре 15°С или 20°С по ASTM 1250 , ИСО 91-1 , ИСО 91-2 или МИ 2153 для нефти и по МИ 2842 или МИ 2823 для нефтепродуктов.

5.7.2.3 При проведении учетных операций плотность нефти при стандартной температуре 20°С допускается приводить к плотности нефти при стандартной температуре 15°С и наоборот по ГОСТ Р 8.599.

БИБЛИОГРАФИЯ МИ 2153-2001. Государственная система обеспечения единства измерений. Плотность нефти при учетно-расчетных операциях. Методика выполнения измерений ареометром ASTM Д 1250-80. Стандартное руководство по применению таблиц измерения параметров нефти и нефтепродуктов МИ 2525-99. Государственная система обеспечения единства измерений. Рекомендации по метрологии государственных научных метрологических центров Госстандарта России. Порядок разработки МИ 2561-99. Государственная система обеспечения единства измерений. Порядок разработки перечней организаций, которым должны быть разосланы на отзыв проекты нормативных документов ГСИ МИ 2377-98. Государственная система обеспечения единства измерений. Разработка и аттестация методик выполнения измерений МИ 2174-91. Государственная система обеспечения единства измерений. Аттестация алгоритмов и программ обработки данных при измерениях. Основные положения Государственная система обеспечения единства измерений. Положение о формировании, ведении и издании Федерального реестра методик выполнения измерений, применяемых в сферах распространения государственного метрологического контроля и надзора МИ 2552-99. Государственная система обеспечения единства измерений. Применение "Руководства по выражению неопределенности измерений" МИ 1552-86. Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения прямые однократные. Оценивание погрешностей результатов измерений МИ 2083-90. Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения косвенные. Определение результатов измерений и оценивание их погрешностей МИ 1317-86. Государственная система обеспечения единства измерений. Результаты и характеристики погрешности измерений. Формы представления. Способы использования при испытаниях образцов продукции и контроле их параметров МИ 1967-89. Государственная система обеспечения единства измерений. Выбор методов и средств измерений при разработке методик выполнения измерений. Общие положения ПР 50.2.009-94. Государственная система обеспечения единства измерений. Порядок проведения испытаний и утверждения типа средств измерений с Изменением N 1 API 2540. Руководство по нефтяным измерительным стандартам (таблица 54А, главы с 11.1.54.1 по 11.1.54.3, том X, первая редакция, август 1980; глава 11, раздел 2.1 М. Коэффициенты сжимаемости для углеводородов, август 1984) МИ 2543-99. Государственная система обеспечения единства измерений. Цистерны железнодорожные. Методика поверки объемным методом МИ 1124-86. Государственная система обеспечения единства измерений. Вместимость стальных вертикальных цилиндрических резервуаров с теплоизоляцией. Методика выполнения измерений геометрическим методом РД 50-156-79. Определение вместимости и градуировка железобетонных цилиндрических резервуаров со сборной стенкой вместимостью до 30000 куб. м геометрическим методом МИ 2579-2000. Государственная система обеспечения единства измерений. Резервуары (танки) речных и морских наливных судов. Методика поверки объемным методом МИ 1001-99. Государственная система обеспечения единства измерений. Определение поправочного коэффициента на полную вместимость нефтеналивных танков судов при измерении объема нефти. Методика расчета ИСО 91-1-92. Нефть и нефтепродукты. Таблицы параметров при температуре 15 ёC ИСО 91-2-91. Нефть и нефтепродукты. Таблицы параметров при температуре 20 ёC МИ 1953-88. Государственная система обеспечения единства измерений. Масса народнохозяйственных грузов при бестарных перевозках. Методика выполнения измерений