На главную
На главную

МИ 2979-2006 «ГСИ. Плотность нефти. Методика выполнения измерений ареометром по точечным пробам нефти в химико-аналитической лаборатории при учетных операциях СИКН № 380 ПСП \Чернушка\ ООО \ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ\»

Настоящая рекомендация распространяется на установки поверочные трубопоршневые 2-го разряда стационарного и передвижного исполнения, имеющие сертификат об утверждении типа по ПР 50.2.009, на установки поверочные трубопоршневые 2-го разряда, выпущенные из производства или приобретенные по импорту до введения в действие ПР 50.2.009 и имеющие свидетельство о метрологической аттестации по ТПр 80-89, и устанавливает методику их первичной (после ремонта) и периодической поверок с использованием трубопоршневых поверочных установок 1-го разряда.
Межповерочный интервал:
- стационарных ТПУ: не более двух лет;
- передвижных ТПУ: не более одного года.

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕУНИТАРНОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ

Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии

(ФГУП ВНИИР)

ФЕДЕРАЛЬНОГО АГЕНТСТВА ПОТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

УТВЕРЖДАЮ

Зам. директораФГУП ВНИИР

по научнойработе

М.С. Немиров

22.02.2006 г.

РЕКОМЕНДАЦИЯ

Государственная системаобеспечения единства измерений

ПЛОТНОСТЬ НЕФТИ

Методикавыполнения измерений ареометром по точечным пробам нефтив химико-аналитической лаборатории при учетных операциях СИКН № 380 ПСП «Чернушка»ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»

МИ 2979-2006

Казань

РАЗРАБОТАНА

Государственным научным метрологическим центром Федеральным государственным унитарным предприятием Всероссийский научно - исследовательский институт расходометрии (ФГУП ВНИИР)

ИСПОЛНИТЕЛИ:

Фишман И.И., Ибрагимов Т.Ф., Мубаракшин М.Р.

РАЗРАБОТАНА

Межрегиональным открытым акционерным обществом «Нефтеавтоматика» (ОАО «Нефтеавтоматика»)

ИСПОЛНИТЕЛИ:

Глушков Э.И., Фаткуллин А.А.

УТВЕРЖДЕНА

ФГУП ВНИИР 22 февраля 2006 г.

АТТЕСТОВАНА

ФГУП ВНИИР 27 февраля 2006 г.

Свидетельство об аттестации № 13406-06.

ЗАРЕГИСТРИРОВАНА

ФГУП ВНИИМС 27 марта 2006

Регистрационный код по Федеральному реестру ФР.1.29.

ВВЕДЕНА ВПЕРВЫЕ

Содержание

1. Нормы погрешности измерений

2. Средства измерений и вспомогательные устройства

3. Метод измерений

4. Требования безопасности и охраны окружающей среды и к квалификации операторов

5. Условия выполнения измерений и подготовка к ним

6. Выполнение измерений

7. Обработка результатов измерений

8. Оформление результатов измерений

Приложение А Пример определения и представления исправленных результатов пересчета значений плотности нефти по ареометру

Библиография

РЕКОМЕНДАЦИЯ

ГОСУДАРСТВЕННАЯ СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЕДИНСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

МИ 2979-2006

ПЛОТНОСТЬ НЕФТИ

Методика выполнения измерений ареометром по точечным пробам нефти в химико-аналитической лаборатории при учетных операциях СИКН № 380 ПСП «Чернушка» ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»

Настоящая рекомендацияраспространяется на плотность товарной нефти (далее - нефти) и устанавливаетметодику выполнения её измерений ареометром по точечным пробам нефти в химико-аналитической лаборатории(далее - ХАЛ) при учетных операциях СИКН № 380 ПСП «Чернушка» ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ».

Рекомендация разработана в соответствии сположениями МИ 2153, ГОСТР ИСО 5725, ГОСТР 8.563.

1. Нормыпогрешности измерений

Нормы погрешностейизмерений по настоящей рекомендации соответствуют нижеприведенным значениям:

- систематическаяпогрешность: плюс 0,19 кг/м3;

- доверительные границыпогрешности (расширенная неопределенность) МВИ (при доверительной вероятности Р = 0,95): ± 1,0 кг/м3.

2. Средства измерений и вспомогательные устройства

2.1. При выполненииизмерений применяют средства измерений и другие технические средства соследующими техническими характеристиками:

2.1.1. Ареометры длянефти АНТ-1 или АН по ГОСТ 18481 сценой деления 0,5 кг/м3и пределамидопускаемой абсолютной погрешности: ± 0,5 кг/м3.

2.1.2. Цилиндр стеклянныйвысотой 520 мми диаметром 45 ммтипа I по ГОСТ18481.

2.1.3. Термометры ртутныестеклянные типа ТЛ-4 № 2 по ТУ 25-2021.003 с пределами допускаемой абсолютнойпогрешности: ± 0,2°С.

2.1.4. Нефрас по ГОСТ 8505 илиТУ 38.401-67-108-92.

2.1.5. Мешалка.

2.1.6. Трубки резиновыетехнические по ГОСТ 5496.

2.1.7. Канистра дляотбора точечной пробы нефти вместимостью не менее 1 литра с герметичнозавинчивающейся крышкой.

2.2. Допускается применение других средств измеренийи материалов, обеспечивающих измерения плотности с нормами погрешности не менееуказанных в разделе 1.

3. Метод измерений

Сущность методазаключается в погружении ареометра в цилиндр с пробой нефти, снятии показанийпо шкале ареометра при температуре нефти в цилиндре и пересчете значенийплотности по ареометру к требуемым условиям по температуре и давлению.

4. Требования безопасности и охраны окружающей среды и кквалификации операторов

4.1. Помещение длявыполнения измерений плотности нефти по пожарной опасности относят к категорииА согласно НПБ105.

4.2. Помещениеоборудовано устройствами приточно-вытяжной вентиляции и соответствуеттребованиям правил пожарной безопасности ППБ01.

4.3. Лиц, выполняющихизмерения, обеспечивают средствами индивидуальной защиты.

4.4.Легковоспламеняющиеся поверочные и промывочные жидкости хранят в металлическихканистрах для хранения нефтепродуктов. Канистры помещают в специальнопредназначенные для хранения нефти и нефтепродуктов помещения или металлическиешкафы.

4.5. К выполнениюизмерений допускают лиц, прошедших инструктаж по технике безопасности,изучивших настоящую рекомендацию и эксплуатационные документы на применяемыесредства измерений и вспомогательное оборудование.

5. Условиявыполнения измерений и подготовка к ним

При выполнении измеренийсоблюдают следующие условия:

5.1. Применяемые средстваизмерений имеют действующие свидетельства о поверке, опломбированы или имеютоттиски поверительных клейм.

5.2. Нефть по степениподготовки соответствует ГОСТ Р 51858.

5.3. Показателиизмеряемой нефти находятся в следующих пределах:

плотность при 20°С, кг/м3                                                                                от873 до 896;

вязкость в рабочем диапазонетемпературы, сСт                                          от9,8 до 100;

массовая доля воды, %, неболее                                                                     1,0;

давление насыщенныхпаров, мм рт.ст., не более                                          500.

5.4. Условия выполненияизмерений:

рабочий диапазонтемпературы нефти, °С                                                     от10 до 30;

давление нефти, МПа                                                                                        от0,3 до 4,0;

режим работы СИКН                                                                                         периодический

Температура впомещении ХАЛ, °С                                                                20± 5

5.5. Кран ручного пробоотбора в блоке измерений показателейкачества нефти (далее - БИК) снабжен резиновой трубкой длиной не менее 40см.

5.6. Перед отбором точечнойпробы нефти с крана ручного пробоотбора в БИК сливают нефть в дренаж в течение10 - 15 секунд.

5.7. Отбирают точечнуюпробу нефти в канистру с крана ручного пробоотбора в БИК медленно в течениеодной - двух минут до заполнения канистры не менее чем на ¾ еевместимости.

5.8. Закрывают канистругерметичной крышкой и переносят в ХАЛ.

6. Выполнениеизмерений

6.1. Измерения плотности нефти ареометром выполняют в ХАЛ.

6.2. В помещении ХАЛвыдерживают канистру с закрытой пробкой не менее 15 минут, затем перемешиваютточечную пробу путем встряхиваний канистры в течение одной минуты.

6.3. Переливают точечнуюпробу нефти из канистры в стеклянный цилиндр по стенке цилиндра. Опускают вцилиндр мешалку, делают 3 - 4 движения мешалкой от дна до уровня нефти и обратнои вынимают мешалку.

6.4. Закрепляют в штативетермометр и опускают его в цилиндр. Термометр удерживают в таком положении,чтобы участок шкалы, соответствующий температуре нефти, был на 5 - 10мм выше уровня нефти в цилиндре. Образовавшиеся наповерхности пузырьки снимают фильтровальной бумагой или 1 - 2 каплями нефраса.

6.5. Ареометр осторожноопускают в цилиндр, держа за верхний конец. За 2 - 3 деления до предполагаемогозначения плотности нефти ареометр отпускают, сообщая ему легкое вращение. Частьстержня, расположенная выше уровня погружения ареометра: сухая и чистая. Послепрекращения колебаний ареометра считывают показания его шкалы с дискретностью0,1 кг/м3, то есть одной пятой цены деления шкалы ареометра (0,5кг/м3) и показания термометра с дискретностью шкалы термометра(0,1°С). При этом исключают касание ареометром термометра и стенок цилиндра.

6.6. Показания ареометранаблюдают по верхнему краю мениска, при этом глаз находится на уровне мениска.При использовании ареометров для нефти, градуированных по нижнему мениску, кпоказанию ареометра прибавляют поправку на мениск, равную 0,7 кг/м3.

6.7. Вынимают ареометр,очищают от остатков нефти и повторяют операции по 6.4 - 6.6.

6.8. Вынимают ареометр итермометр, промывают нефрасом и сушат на воздухе.

7. Обработка результатов измерений

7.1. Определяютпересчитанные значения плотности нефти по ареометру к условиям измерений влинии расходомера (плотномера) нефти по формулам:

,                                     (1)

,                                   (2)

где ρltp, ρ2tP- пересчитанные значения плотности нефти к условиям измерений в линиирасходомера (плотномера), кг/м3;

ρ1,ρ2 - значенияплотности нефти по ареометру при первом и повторном измерениях (с учетомпоправки на мениск при использовании ареометра, отградуированного по нижнемумениску), кг/м3;

β1, β2- коэффициенты объемного расширения нефти при значениях температуры нефти t1 и t2,соответственно, (таблица А.1 приложения А МИ 2153), °С-1;

t1,t2 - значения температуры нефти в цилиндре при первоми повторном измерениях плотности нефти ареометром, °С;

γ1, γ2 - коэффициенты сжимаемости нефти при температуре t1 (таблица А.2 приложения А МИ 2153), МПа-1;

t, P - значения температуры в линиирасходомера (плотномера), °С, и избыточного давления, МПа, нефти при измеренияхобъема (плотности) нефти;

t0- значение температуры градуировки ареометра, равное 15°С (20°С) дляареометров, отградуированных при 15°С (20°С), соответственно.

7.2. При разности междузначениями температуры нефти в цилиндре и в линии расходомера (плотномера),превышающей 10°С, для пересчета значений плотности по ареометру используютпрограмму «Расчет плотности» по МИ 2632.

7.3. Расхождение междупересчитанными значениями плотности одной и той же пробы нефти по одному и томуже ареометру не должно превышать 0,6 кг/м3. В противном случаеоперации по 5.5и разделу 6настоящей рекомендации повторяют.

7.4. Пересчитанноезначение плотности нефти к 20°С (15°С) для ареометра, отградуированного при20°С, определяют по таблице Б.1 (Б.2) приложения Б МИ 2153, кг/м3.

Примечание - Для удобства определенияпо таблицам Б.1 - Б.4 приложения Б МИ 2153 значения температуры нефти вцилиндре округляют с точностью до 0,5°С.

7.5. Пересчитанноезначение плотности нефти к 20°С (15°С) для ареометра, отградуированного при15°С, определяют по таблице Б.3 (Б.4) приложения Б МИ 2153, кг/м3.

7.6. По двумпересчитанным значениям плотности одной и той же пробы нефти по одному и томуже ареометру определяют средние арифметические значения плотности и вычитаютсистематическую погрешность, равную 0,19 кг/м3 согласно разделу 1.

7.7. За результатыизмерений плотности нефти ареометром по МВИ принимают исправленные результатыпересчета значений плотности нефти по 7.6, округленные до четырех значащихцифр, с указанием доверительных границ погрешности МВИ, равных: ±1,0 кг/м3согласно разделу 1. Пример определения и представления исправленных результатовпересчета плотности нефти по ареометру приведен в приложении А настоящейрекомендации.

7.8. В случае измененияусловий выполнения измерений и подготовки к ним, указанных в разделе 5,оценку норм погрешности МВИ осуществляют в соответствии с ГОСТР ИСО 5725, ГОСТР 8.563, МИ 2153.

8. Оформление результатов измерений

8.1. Исправленные результаты пересчета значений плотности нефти поареометру к стандартным условиям записывают в «Паспорт качества нефти» поформам, приведенным в приложениях [7]при отказе или отсутствии поточного плотномера.

8.2. Исправленныерезультаты пересчета значений плотности нефти по ареометру к условиям измеренийв линии расходомера записывают в «Акт приема-сдачи нефти» при отключении или отсутствиипоточного плотномера или при отказе автоматического пробоотборника по формам,приведенным в приложениях [7].

8.3. Исправленныерезультаты пересчета значений плотности нефти по ареометру к условиям измеренийв линии плотномера записывают в журнал контроля метрологических характеристиксредств измерений по форме, приведенной в приложении [7]при контроле метрологических характеристик поточного плотномера по ареометру.

Приложение А
Пример определения и представления исправленных результатов пересчета значенийплотности нефти по ареометру

А.1.При измерениях плотности нефти ареометром типа АНТ-1, отградуированного при20°С, получены следующие значения плотности нефти по ареометру (с учетомпоправки на мениск, равной 0,7 кг/м3):

ρ1= 879,9 кг/м3 при температуре нефти в цилиндре t1= 19,1°C;

ρ2 = 880,1 кг/м3 при температуре нефти вцилиндре t2 = 19,5°C.

При этомтемпература и давление в линии плотномера: t = 18,7 °С и Р = 0,23 МПа.

А.2. Требуетсяпересчитать значения плотности нефти по ареометру к условиям измерений в линииплотномера и к стандартным условиям и представить исправленные результатыпересчета значений плотности нефти по ареометру.

А.3. По таблице А.1приложения А МИ 2153 определяют коэффициенты объемного расширения

β1 = 0,000794 °C-1 (при ρ1 и t1);

β2 = 0,000790 °C-1 (при ρ2и t2).

А.4 Так какразность значений температуры нефти в цилиндре и плотномере менее 10°С, то по формулам (1)и (2) пересчитываютзначения плотности по ареометру к условиям измерений в линии плотномера (безучета поправки на систематическую погрешность):

где - γ1 (при ρ1 и t1) и γ2(при ρ2 и t2) коэффициенты, определяемые по таблице А.2 МИ2153.

А.5. Разность значенийплотности: 880,80 - 880,34 = 0,46 кг/м3 < 0,6 кг/м3.Условие сходимости соблюдено.

А.6. Вычисляютисправленный результат пересчета значений плотности нефти по ареометру кусловиям измерений в линии плотномера:

ρtP= (880,80 + 880,34)/2 - 0,19 = 840,38 кг/м3.

А.7. Определяют потаблице Б.1 МИ 2153 пересчитанные значения плотности к 20°С.

ρ1,20 = 869,3 + 9,9 = 879,2 кг/м3,

ρ2,20 = 879,7 + 0,1 = 879,8 кг/м3.

А.8. Вычисляют исправленныйрезультат пересчета значений плотности нефти по ареометру к 20°С:

ρ20 =(879,2 + 879,8)/2 - 0,19 = 879,31 кг/м3.

А.9. Определяют потаблице Б.2 МИ 2153 пересчитанные значения плотности к 15°С:

ρ1,15= 872,8 + 9,9 = 882,7 кг/м3,

ρ2,15= 883,1 + 0,1 = 883,2 кг/м3.

Для удобства определенияпо таблицам Б.1, Б.2 пересчитанных значений плотности значения температурынефти в цилиндре при первом измерении плотности ареометром принимают равным19,0°С.

А.10. Вычисляютисправленный результат пересчета значений плотности нефти по ареометру к 15°С:

ρ15 =(882,7 + 883,2)/2 - 0,19 = 882,76 кг/м3.

А.11. Полученныерезультаты округляют до четырех значащих цифр и представляют в виде:

ρtP= (880,4 ± 1,0) кг/м3 для (t = 18,7°C и Р =0,23 МПа),

ρ20 = (879,4 ± 1,0) кг/м3 для (t =20°С и Р = 0 МПа),

ρ15= (882,8 ± 1,0) кг/м3 для (t = 15°С и Р = 0 МПа).

Библиография

1.ГОСТ 5496-78 Трубки резиновые технические. Технические условия.

2.ГОСТ8505-80 Нефрас С 50/170. Технические условия.

3.ГОСТ 18481-81 Ареометры и цилиндры стеклянные. Общие технические условия.

4.ГОСТР ИСО 5725-2002 Точность (правильность ипрецизионность) методов и результатов измерений.

5.ГОСТ Р8.563-96 ГСИ. Методики выполнения измерений

6.ГОСТ Р 51858-2002Нефть. Общие технические условия.

7. «Рекомендации по определениюмассы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества ипоказателей качества нефти», утвержденные Приказом Минпромэнерго России от 31марта 2005 года № 69

8.МИ 2153-2004 ГСИ. Плотность нефти. Требования к методике выполнения измеренийареометром при учетных операциях.

9.МИ 2632-2001 ГСИ. Плотность нефти и нефтепродуктов и коэффициенты объемногорасширения и сжимаемости. Методы и программа расчета

10.НПБ105-03 Определение категорий помещений, зданий и наружных установок повзрывопожарной и пожарной опасности.

11.ППБ01-03 Правила пожарной безопасности в Российской Федерации.

12.ТУ 25-2021.003-88 Термометры ртутные стеклянные лабораторные. Техническиеусловия.

13. ТУ 38.401-67-108-92 Нефрасы С2-80/120 и С3-80/120.Технические условия.

 

790
Мне нравится
Комментировать Добавить в закладки

Комментарии могут оставлять только зарегистрированные пользователи.

Пожалуйста зарегистрируйтесь или авторизуйтесь на сайте.