ГОСТ 14203-69
МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ
НЕФТЬ ИНЕФТЕПРОДУКТЫ
ДИЭЛЬКОМЕТРИЧЕСКИЙ МЕТОД
ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВЛАЖНОСТИ
ИПК ИЗДАТЕЛЬСТВО СТАНДАРТОВ
Москва
МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙСТАНДАРТ
| Нефть и нефтепродукты ДИЭЛЬКОМЕТРИЧЕСКИЙ МЕТОД
ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВЛАЖНОСТИ Oil and Petroleum Products. Capacitance
method of determination of water content | ГОСТ
14203-69* |
ПостановлениемКомитета стандартов, мер и измерительных приборов при Совете Министров СССР от7 февраля 1969 г. № 171 дата введения установлена
с 01.01.1970
Ограничение срокадействия снято Постановлением Госстандарта от 22.06.92 № 567
Настоящийстандарт устанавливает метод измерения влажности эмульсии нефти инефтепродуктов, способных образовывать эмульсии типа «вода в масле»,диэлькометрическими влагомерами.
Метод основан наизмерении зависимости диэлектрической проницаемости эмульсии от содержанияводы.
(Измененнаяредакция, Изм. № 2).
1.1. Отбор пробдля определения влажности диэлькометрическим методом производится двумяспособами:
а) порционным;
б) непрерывным.
(Измененнаяредакция, Изм. № 1, 2).
1.2. Порционныйотбор проб для лабораторных измерений - по ГОСТ 2517-85.
Дляперемешивания пробы необходимо применять механические эмульсификаторы.
1.3. Длянепрерывного отбора проб из трубопровода при измерении влажности в потокеответвляют часть потока из трубопровода через пробозаборное устройство вемкостной датчик или пропускают весь поток через емкостной датчик,установленный на вертикальном участке трубопровода (черт. 2). Пробозаборноеустройство для отбора пробы из трубопровода по ГОСТ 2517-85.
При наличии впотоке свободной воды необходимо ее отделить от нефтяной эмульсии дляраздельного измерения.
1.2, 1.3. (Измененнаяредакция, Изм. № 2).
1.4. Дляуменьшения погрешности, вызванной отложением на деталях емкостного датчикапарафина и механических примесей, электроды должны располагаться вертикально ииметь защитное покрытие.
Перед датчикамис непрерывным отбором пробы в необходимых случаях допускается устанавливатьфильтры, не вызывающие отделения воды, и отстойники для отделения свободнойводы.
(Измененнаяредакция, Изм. № 1).
1.5. Способсоединения поточного датчика с нефтепроводом должен обеспечивать турбулентныйпоток и не создавать перепадов давления, вызывающих выделение газа (паров).
(Измененнаяредакция, Изм. № 2).
Установкаемкостного датчика в потоке
1 - внутренний электрод; 2 - внешний электрод; 3 - разъем для соединения сизмерительным блоком
Черт. 2*
* Черт. 1. (Исключен, Изм. № 2).
2.1. Диэлькометрический методосуществляется с применением влагомеров, состоящих из емкостных датчиков иизмерительных блоков, преобразующих изменения электрической емкости датчика,вызываемые изменением влажности эмульсии, в выходной сигнал.
(Измененнаяредакция, Изм. № 1).
2.2. (Исключен,Изм. № 2).
2.3. Применяют влагомеры с диапазонамиизмерения влажности: 0 - 0,75; 0 - 1,5; 0 - 3; 0 - 15; 0 - 60 % (по объему).
Если для измерения влажности в общемпотоке, представленном свободной водой и эмульсией, используют влагомер сдиапазоном измерении 0 - 100 % (пообъему), он дополняется усредняющим устройством.
(Измененнаяредакция, Изм. № 1, 2).
2.4. Для измерения влажности нефти инефтепродуктов должны использоваться влагомеры: с подстройкой на нефть сопределенной диэлектрической характеристикой при измерении; с автоматическойкоррекцией влияния изменения диэлектрической характеристики нефти.
(Измененная редакция, Изм. № 2).
2.5. (Исключен,Изм. № 2).
2.6. Влагомеры, измеряющие влажность нефтив потоке, должны соответствовать ГОСТ22782.5-78.
(Измененнаяредакция, Изм. № 1).
2.7. Основнаяприведенная погрешность влагомеров в зависимости от диапазонов измерениявлажности не должна превышать значений, указанных в табл. 1а.
Таблица 1а
2.8. В зависимостиот основной приведенной погрешности влагомеров основная приведенная погрешностьизмерительного блока влагомера как измерителя емкости не должна превышатьзначений, указанных в табл. 1.
Таблица 1
2.7, 2.8. (Измененнаяредакция, Изм. № 2).
2.9.Измерительные блоки влагомеров при изменениях показаний под влиянием внешнихфакторов по ГОСТ22261-94.
2.10. Узелрегулировки влагомеров на нефть с определенной диэлектрической характеристикойдолжен обеспечивать возможность использования одной шкалы для измерениявлажности нефти (нефтепродуктов) с диэлектрической проницаемостью от 2,00 до2,65. Дополнительная погрешность от настройки на нефть с определеннойдиэлектрической характеристикой не должна превышать половины основнойпогрешности.
2.11. Приизменении температуры нефти (нефтепродуктов) на ± 10 °С от номинальнойдополнительная погрешность влагомеров не должна превышать одной трети основнойпогрешности, указанной в табл. 1.
2.12. Дляуменьшения погрешности, возникающей при изменении диэлектрической проницаемостиот температуры, у влагомеров с диапазонами измерения 0 - 0,75; 0 - 1,5; 0 - 3 и0 - 15 % (по объему) должна быть предусмотрена температурная компенсация.
Способтемпературной компенсации должен обеспечивать возможность подстройки влагомерапри относительном температурном коэффициенте емкости датчика с эмульсией отминус 0,0005 до минус 0,0030.
2.13.Дополнительная погрешность влагомера, возникающая при изменении тангенса угладиэлектрических потерь в датчике от нуля до указанных в табл. 2 значений, не должна превышать однойтрети основной погрешности.
Таблица 2
| Диапазоны измерения влажности, % (по объему) | 0 - 0,75; 0 - 1,5; 0 - 3 | 0 - 15 | 0 - 60 |
| Рабочая частота, МГц | 0,1 | 0,5 | 2,0 | 0,1 | 0,5 | 2,0 | 0,1 | 0,5 | 2,0 |
| Предельный тангенс угла диэлектрических потерь в датчике | 0,045 | 0,055 | 0,065 | 0,045 | 0,055 | 0,100 | 0,100 | 0,360 | 0,700 |
2.9 - 2.13. (Измененнаяредакция, Изм. № 1, 2).
2.14. Дляуменьшения погрешности, вызванной группированием частиц воды вдоль силовыхлиний электрического поля, необходимо обеспечить напряженность его в датчике невыше 2 В/мм, если не приняты специальные меры против этого явления.
2.15. Конструкцияемкостных датчиков для проточных влагомеров должна исключать возможностьвыделения или скопления газа (паров) и свободной воды в электрическом поледатчиков.
2.16. Приотсутствии устройства для регулировки и компенсации емкости датчика после егоразборки и сборки контролируют относительное изменение емкости промытого иосушенного датчика в процентах, которое не должно превышать значений, указанныхв табл. 3.
Таблица 3
| Диапазон измерения влажности, % (по объему) | Основная приведенная погрешность влагомера, % |
| ± 2,5 | ± 4,0 | ± 6,0 |
| 0 - 0,75 | - | 0,06 | 0,1 |
| 0 - 1,5 | 0,12 | 0,17 | 0,2 |
| 0 - 3 | 0,20 | 0,30 | 0,30 |
| 0 - 15 | 1,00 | 1,50 | 1,50 |
| 0 - 60 | 3,00 | 3,00 | 3,00 |
(Измененнаяредакция, Изм. № 1, 2).
2.17.Сопротивление изоляции сухого датчика должно быть не менее 40 МОм.Сопротивление изоляции проточного датчика после циркуляции в нем в течениесуток эмульсии с влажностью, соответствующей середине шкалы прибора, ипоследующего удаления ее без промывки и просушки должно быть не менее 10 МОм.
3.1. Передопределением влажности нефти с определенной диэлектрической характеристикойвлагомер должен быть настроен на измеряемую нефть в соответствии с инструкциейпо эксплуатации прибора.
Разд. 3. (Измененная редакция, Изм. № 2).
4.1. Влажностьлабораторными влагомерами определяют путем заполнения емкостного датчика пробойнефти, отобранной в соответствии с разд. 1,и отсчета показаний по шкале прибора в процентах (по объему).
4.2. Влажность впотоке нефти определяют путем пропускания всего потока или отделенной от негочасти через емкостный датчик и отсчета по шкале прибора или на диаграмме записипоказаний у влагомеров с автоматической регистрацией.
4.1, 4.2. (Измененнаяредакция, Изм. № 1).
4.3. Приприменении влагомеров совместно с объемными расходомерами допускается сигналрезультата определения влажности направлять в счетное устройство дляавтоматического раздельного учета количества чистой нефти и воды.
Примечание. При наличии в нефти (нефтепродуктах) механическихпримесей влагомеры регистрируют их наравне с влагой.
(Измененнаяредакция, Изм. № 1, 2).
5.1. Врезультате определения находят влажность в % по объему (Wo6) и затем при необходимости вычисляют массовую концентрацию в %.
(Измененная редакция, Изм. № 2).
5.2. Массовуюконцентрацию воды (Wмас) в % вычисляют по формуле
где d - относительная плотность нефти(нефтепродукта) при 20 °С.
5.3. Среднюювлажность в потоке нефти за время измерения вычисляют как среднееарифметическое результатов показаний влагомера за этот промежуток времени.
5.4. Разностьмежду влажностью, определенной двумя методами, - по ГОСТ 2477-65и по стандартизуемому методу - в зависимости от основной приведеннойпогрешности влагомеров и диапазонов измерения влажности не должна превышатьуказанной в табл. 4.
Таблица 4
| Основная приведенная погрешность влагомеров, % | Разность между влажностью для диапазонов измерения влажности, % (по объему) |
| 0 - 0,75 | 0 - 1,5 | 0 - 3 | 0 - 15 | 0 - 60 |
| ± 2,5 | - | ± 0,2 | ± 0,3 | ± 0,6 | ± 2,2 |
| ± 4,0 | ± 0,2 | ± 0,2 | ± 0,3 | ± 0,8 | ± 3,0 |
| ± 6,0 | ± 0,2 | ± 0,3 | ± 0,4 | ± 1,0 | ± 4,0 |
5.3, 5.4. (Измененнаяредакция, Изм. № 2).
Диспергированноесостояние - состояние воды в нефти, при котором вода в виде мелких капелекравномерно распределена в нефти.
Емкостный датчик-устройство, представляющее собой конденсатор, в электрическом поле которогопомещено исследуемое вещество.
Эмульсификатор -пробоприготовительное устройство, обеспечивающее перевод всей воды вводонефтяной смеси в диспергированное состояние.
Эмульсия(нефтяная) - состояние водонефтяной смеси, при котором вся вода находится вдиспергированном состоянии.
Влагомер - прибор, припомощи которого осуществляется метод диэлькометрии для измерения влажности.
Проточный датчик-емкостный датчик, через который непрерывно протекает измеряемый поток нефти(нефтепродукта).
Свободная вода - вода, которая,не диспергируясь, транспортируется вместе с нефтяной эмульсией и легко оседаетна дно при остановке или уменьшении скорости потока.
Диэлектрическаяхарактеристика - зависимость диэлектрической проницаемости данной нефти отвлажности, определенная при нормальных условиях с требуемой точностью.
(Измененнаяредакция, Изм. № 1, 2).
СОДЕРЖАНИЕ
