Измерение нефтепродуктов – зачем это нужно? Измеритель плотности нефти


4.2.3. Определение плотности нефтепродуктов

4.2.3.1. Плотность нефтепродуктов определяют по ГОСТ 3900-85.

4.2.3.2. При определении плотности нефтепродуктов используют ареометры типа АН или АНТ 1 по ГОСТ 18481-81Е с ценой деления шкалы 0,5 кг/куб. м, при этом отсчет по шкале ареометра проводят с точностью до одного деления шкалы.

4.2.3.3. Для определения плотности нефтепродуктов в резервуарах и транспортных емкостях отбирают пробы по ГОСТ 2517-85.

Отбор проб производят одновременно с измерением уровня нефтепродуктов.

Для отбора проб в стационарных резервуарах должны применять сниженные пробоотборники по ГОСТ 13196-85, а в случае их отсутствия - ручные пробоотборники по ГОСТ 2517-85 для отбора точечных проб или пробоотборники других типов, удовлетворяющие требованиям стандарта.

4.2.3.4. Для отбора точечных проб герметичный пробоотборник опускают на заданный уровень и выдерживают в течение 5 минут, отбор точечных проб и их количество производят в соотношении, принятом для составления объединенной пробы по ГОСТ 2517-85.

4.2.3.5. Плотность нефтепродуктов в трубопроводе измеряют автоматическими плотномерами или по ГОСТ 3900-85 по пробам, отобранным в соответствии с ГОСТ 2517-85.

4.2.3.6. Для определения плотности нефтепродуктов в автоцистернах при их наливе пробы следует отбирать не реже чем через каждые два часа.

4.2.3.7. Плотность нефтепродукта по отобранным пробам определяют работники ТТО (ТТС) в лаборатории или на месте отбора проб по ГОСТ 3900-85.

4.2.3.8. Для расчета массы нефтепродукта значение плотности определяют по ГОСТ 3900-85 при средней температуре нефтепродукта в резервуаре или транспортной емкости.

4.2.4. Измерение температуры нефтепродуктов

в резервуаре или транспортной емкости

4.2.4.1. Среднюю температуру нефтепродукта в емкостях определяют по показаниям стационарных датчиков температуры одновременно с измерением уровня или путем измерения ее при отборе проб.

4.2.4.2. Измерение средней температуры нефтепродукта с помощью стационарных датчиков температуры проводят в соответствии с инструкцией по эксплуатации этих устройств.

4.2.4.3. При отборе объединенной пробы стационарным пробоотборником в один прием по ГОСТ 2517-85 определяют среднюю температуру нефтепродукта в емкостях путем измерения температуры этой пробы. Для измерения температуры применяют термометры по ГОСТ 28498-90 и ГОСТ 400-80Е.

4.2.4.4. При отборе точечных проб температуру нефтепродукта в пробе определяют в течение 1 - 3 минут после отбора, при этом переносной пробоотборник выдерживают на уровне отбираемой пробы не менее 5 минут. Термометр погружают в нефтепродукт на глубину, указанную в техническом паспорте на данный термометр, и выдерживают в пробе до принятия столбиком ртути постоянного положения.

Отсчет температуры по шкале термометра берут до 0,5 град. C, не вынимая его из нефтепродукта.

Среднюю температуру нефтепродукта рассчитывают по температуре точечных проб, используя соотношения для составления объединенной пробы из точечных по ГОСТ 2517-85.

5. Оформление учетных документов

при приемо - сдаточных операциях

5.1. Порядок приема (сдачи) нефтепродуктов по нефтепродуктопроводам и оформление приемо - сдаточных актов обуславливается договорами (контрактами), заключенными между заказчиками и исполнителями (соисполнителями).

5.2. При сдаче на трубопроводный транспорт нефтепродукты сдаются владельцем или иным юридическим лицом по доверенности от владельца. Масса принятого на трубопроводный транспорт нефтепродукта измеряется в резервуарах исполнителя (головных станций МНПП) или НПЗ представителями заказчика и исполнителя и передается исполнителю по акту (Приложение 6). На основании указанных актов возможно оформление единого акта на всю партию продукта между заказчиком и исполнителем по договору.

При приеме - сдаче нефтепродуктов на экспорт между АО (структурными подразделениями АО) магистральных нефтепродуктопроводов, входящих в систему АК "Транснефтепродукт", составляется акт по форме Приложения 7.

5.3. Нефтепродукты, поступившие по нефтепродуктопроводам, принимаются в пунктах назначения по коммерческим узлам учета (коммерческим счетчикам) или по измерениям в резервуарах.

Результаты приема (сдачи) нефтепродуктов по нефтепродуктопроводам оформляются актом формы Приложения 8.

5.4. При приеме - сдаче нефтепродуктов в железнодорожных и автотранспортных цистернах или судах оформляется отгрузочная ведомость и другие документы установленной формы в соответствии с правилами, действующими в системе соответствующего вида транспорта.

5.5. По результатам анализа пробы нефтепродукта исполнитель заполняет паспорт качества с информацией о сертификате соответствия.

По согласованию сторон допускается не проставлять в паспорте качества значения показателей качества нефтепродуктов, не определяемых исполнителем.

5.6. Акты приема - сдачи и отгрузочные ведомости нумеруются по каждому приемо - сдаточному пункту по порядку с начала каждого календарного года и регистрируются в журнале по форме Приложения 11, а отобранные пробы - в журнале по форме Приложения 12.

5.7. Акты приема - сдачи и отгрузочные ведомости подписывают представители исполнителя и заказчика (получателя) с проставлением печатей или штампов.

5.8. Должностные лица, ответственные за прием нефтепродуктов от заказчика и сдачу их получателям, назначаются, а порядок составления и подписания актов приема - сдачи и отгрузочных ведомостей устанавливается приказом по организации.

Образцы подписей представителей заказчика (получателя) хранятся в бухгалтерии исполнителя, а представителей исполнителя - в бухгалтерии заказчика (получателя) вместе с приказом об их назначении.

5.9. Акты приема - сдачи и отгрузочные ведомости составляют в пяти экземплярах (а при необходимости и большем количестве) с приложением паспорта качества с информацией о сертификате соответствия.

В случае поставки нефтепродуктов на внутренний рынок один экземпляр документов остается на приемо - сдаточном пункте, один передается заказчику (получателю), остальные высылаются в вышестоящую организацию.

В случае экспортной поставки один экземпляр документов остается на приемо - сдаточном пункте, один передается заказчику (получателю), один высылается в вышестоящую организацию, два экземпляра направляются в АК "Транснефтепродукт" - один экземпляр остается в АК "Транснефтепродукт", а второй передается заказчику и служит основанием для производства финансовых расчетов в соответствии с контрактом или договорными отношениями.

Акты приема - сдачи на экспортный груз должны содержать сведения, указанные в маршрутных телеграммах на прием (сдачу) нефтепродуктов, и высылаться в АК "Транснефтепродукт".

В случае отгрузки нефтепродуктов на экспорт АО (структурные подразделения АО) на основании реестра железнодорожных накладных (Приложение 10) составляют сводный акт по итогам за месяц (Приложение 9), два экземпляра которого направляются в АК "Транснефтепродукт".

5.10. Расчеты за оказанные услуги по транспорту, сдаче и отгрузке нефтепродуктов производятся заказчиком и исполнителем в порядке, установленном договорными отношениями между ними и соответствующими нормативными документами.

5.11. Журналы регистрации актов приема - сдачи нефтепродуктов и регистрации проб должны быть прошнурованы, пронумерованы и заверены печатью. Количество листов в журнале заверяется подписью руководства организации.

5.12. При отгрузке нефтепродуктов с НП МНПП или сдаче на ПСП получателям паспорт качества с информацией о сертификате соответствия прилагается к акту приема - сдачи нефтепродукта и заполняется по показателям, определяемым лабораторией перекачивающей станции, наливного пункта или приемо - сдаточного пункта, по количеству показателей, предусмотренных Положением РД 112-РСФСР-040-91 или оговоренных в договорах (контрактах).

5.13. Регистрация выданных паспортов качества производится лабораторией в журнале, форма которого приведена в Приложении 14. Порядок оформления журналов учета выдачи паспортов качества аналогичен п. 5.11 настоящей Инструкции.

studfiles.net

Плотность. Аппаратура для определения плотности ареометрами -

Плотность является ключевым параметром для коммерческого учета нефтепродуктов и инженерных расчетов. Точное измерение плотности – путь к снижению потерь. Традиционный способ измерения плотности (ГОСТ 3900, ASTM D1298) – с помощью ареометра, погружаемого в цилиндр с образцом, при температуре окружающей среды. Далее плотность при температуре измерения приводится к плотности при нужной температуре с помощью пересчетных таблиц. Недостаток такого подхода в том, что пересчетные таблицы составлены в расчете на идеальную жидкость, что в случае реальных нефтепродуктов может приводить к ощутимой погрешности. Более точ- ным является измерение при требуемой температуре с использованием систем термостатирования. Наиболее точный способ измерения плотности (ASTM D4052) – с помощью электронных плотномеров, работающих по принципу измерения частоты осцилляции U-образной трубки. Этот метод позволяет выполнять измерения с точностью до 0,00002 г/см3 , что при учете количества нефтепродукта составляет примерно 20 г/т (обычно достаточно точности 0,0001 г/см3 ).

3.5.1 Аппаратура для определения плотности ареометрами

THG-1298. Установка для измерения плотности нефтепродуктов с управляемой температурой

Установка THG-1298 позволяет максимально корректным образом измерять плотность нефтепродуктов при реальных температурах (например, при 15 °С). Состоит из трех/шести измерительных цилиндров с двойными стенками, образующими термостатическую рубашку. Через рубашку посредством общего коллектора непрерывно циркулирует жидкость с постоянной температурой, что обеспечивает точное поддержание заданной температуры в цилиндрах. После измерения проба сливается через кран в нижней части цилиндра. Позволяет одинаково точно измерять плотность как светлых, так и темных нефтепродуктов. Идеально подходит для измерения плотности мазутов при повышенных температурах и плотности сырой нефти при пониженных температурах. Не требуется пересчет плотности на нужную температуру, поскольку измерение проводится при заданной температуре.

Ареометры BS 718 для определения плотности при 15 °C или 20 °C

3.5.2 Цифровые измерители плотности жидкостей

DA-130. Портативный измеритель плотности жидкостей

DA-130 – компактный надежный прибор для полевых измерений. Имеет независимое питание от двух батарей 2*ААА. Позволяет определять абсолютную плотность жидкостей, удельный вес, а также концентрацию, которая является функцией плотности (например, содержание сахара, спирта, серной кислоты и т.д.). Отбор пробы осуществляется нажатием на кнопку дозатора одной рукой. Измерительная ячейка имеет температурный датчик. Результаты измерения плотности могут пересчитываться на нужную температуру. На дисплей выводятся: плотность, плотность при заданной температуре, удельный вес, градус Брикс, градус Боме, содержание сахара и т. п. Также на дисплее отображаются: уровень зарядки батарей, стабильность осцилляции ячейки, меню управления данными. Идеальное мобильное решение.

Новый Госреестр DA130-54135-13.

Автоматические измерители плотности жидкостей. DA-640/645/650

Серия прецизионных настольных приборов для автоматического измерения плотности жидкостей методом измерения частоты осцилляции U-образной стеклянной трубки. Все приборы оснащены встроенным термостатом ячейки на элементах Пельтье, сенсорным жидкокристаллическим экраном и имеют функцию автоматической коррекции на вязкость. Конструкция входа в измерительную ячейку минимизирует попадание в нее пузырьков воздуха при вводе образца.

Процедура выполнения анализа включает в себя калибровку, забор и слив образца, анализ по выбранному методу, очистку и сушку измерительной ячейки прибора.

Измерения плотности могут выполняться как при установленной температуре ячейки, так и с пересчетом на другие температуры по заложенным в память таблицам. В процессе измерения на дисплей выводятся: значения плотности, частота осцилляции, температура, номер метода, номер образца.

Значения плотности могут автоматически пересчитываться в единицы концентрации растворов, а также другие связанные с плотностью единицы. Все приборы семейства имеют разъемы LAN, USB (2 шт.) и RS-232 (2 шт.) для связи с персональным компьютером или другими приборами. Подача образца может осуществляться вручную шприцем, с помощью встроенного насоса или автоматически с использованием автоподатчиков CHD-502 (на 30 образцов) или DCU-551 (на 1 образец).

Все модели могут иметь встроенные осушительный и пробоотборный насосы. При наличии этих насосов может применяться автоподатчик DCU-600 (на 1 образец). Пробоотборный насос имеет регулировку мощности и позволяет регулировать интенсивность подачи в зависимости от степени вязкости образца.

Калибровка выполняется по осушенному атмосферному воздуху и дистиллированной воде. Для осушки воздуха используется эксикаторный патрон, установленный на задней панели прибора. Возможно также выполнять калибровку по эталонным образцам плотности. В памяти прибора можно сохранять до 100 методов (программ) выполнения измерений. Каждый метод содержит параметры измерения, автокоррекции на вязкость и расчета концентрации. Для регистрации получаемых результатов измерений можно использовать как передачу данных на ПК с последующей обработ- кой с помощью ПО SOFT-CAP, так и матричный принтер. Имеется возможность переноса результатов измерений на ПК и их после- дующего вывода на печать с помощью флэш-накопителя. Госреестр СИ РФ №40092.

*Русифицированное меню*Для проведения измерения в режиме ручного ввода требуется всего 1,2 мл образца*Система в стандартной комплектации имеет два насоса: для подачи образца и осушения ячейки. Это дает возможность уменьшить время измерения до 20 с – это меньше, чем у аналогичных приборов других производителей. Данная особенность важна при работе с автосамплером *Возможность переноса результатов измерений на ПК с помощью флэш-накопителя или программного обеспечения SOFT-CAPЕ*Сенсорный жидкокристаллический экран*Возможность присоединения автоподатчиков на один (с нагревом и стандартный) и 30 (с нагревом, с охлаждением и стандартный) образцов*Автокоррекция на вязкость для высоковязких образцов*Сохранение в памяти до 100 методов измерения*Сигнализация о необходимости замены осушителя*Защита с помощью пароля

Возможности расширения, автоматизации и переноса данных

Методы анализа нефтепродуктов, реализуемые с помощью измерителей плотности

ASTM D 4052. Стандартный метод измерения плотности и относительной плотности жидкостей с помощью цифрового измерителя плотности.

ASTM D 5002. Стандартный метод измерения плотности и относительной плотности сырой нефти с помощью цифрового анализатора плотности.

EN ISO 12185. Сырая нефть и нефтепродукты. Определение плотности с помощью осцилляционного метода с использованием U-образной трубки.

ASTM D 5931. Стандартный метод измерения плотности и относительной плотности концентратов хладагентов и водных хладагентов для двигателей с помощью цифрового измерителя плотности.

www.soctrade.com

методы и приборы для измерения плотности нефтепродуктов

В лаборатории: некоторые методы измерения нефтепродуктов

Такая сфера промышленности, как нефтепереработка занимается производством сырья и различных типов топлива, например, котельного, автомобильного или авиа. При любой работе с полезными ископаемыми всегда проводится лабораторный анализ: нужно понять соответствуют ли химические свойства добытой нефти и ее производных предъявленным требованиям. Приборы для измерения нефтепродуктов подбираются исходя из параметра, на котором базируется исследование.

Измерение плотности нефтепродуктов

Лаборатории предоставляют значения плотности вещества при 20 градусах Цельсия – это стандарт. Реальная плотность бензина в каждый конкретный момент может отличаться, так как вместе с температурой меняются и другие его свойства. При проведении теста используются специальные приборы для измерения плотности нефтепродуктов - ареометр или плотнометр.

Второе устройство является высокотехнологичным и, как следствие, более дорогим. Современные плотнометры получают результаты путем измерения периода колебаний специальной трубки, наполненной исследуемой жидкостью. Максимально точные показатели при минимуме временных затрат – это удобно!

Сера в нефтепродуктах

Сернистые соединения делают выхлоп авто более токсичным, в процессе сгорания они негативно воздействует на двигатель. Поэтому все производные нефтепереработки тщательно тестируются: сера изменяет качество в худшую сторону. Нефть и топливо для авто даже разделяются по классам, в зависимости от содержания этого вещества. Приборы и методы измерения нефтепродуктов на содержание серы помогают определить значения быстро и точно, поэтому они используются на большинстве нефтебаз.

Концентрация нефтепродуктов и фактических смол

Измерение концентрации нефтепродуктов необходимо для обеспечения экологической безопасности: все-таки эти используемые повсеместно вещества понемногу загрязняют окружающую среду. Вычисления легко проведет концентратомер, который работает как в воздушных, так и в водных средах.

Одним из аспектов исследований является нахождение количества фактических смол в дизельном топливе. Чем этот показатель больше, тем интенсивнее образуется нагар, что, конечно, не на пользу машине.

Аппаратура лабораторий

В арсенале стационарной лаборатории вы можете найти различные приборы для измерения нефтепродуктов: комплексы для определения смазывающей способности дизельных топлив, регистраторы вспышки, анализаторы фракционного состава продуктов нефтепереработки. А для нахождения выше упомянутой концентрации фактических смол понадобится  устройство «ПОС – В» . Все это и многое другое вы можете посмотреть и выбрать в каталоге компании БМЦ Лаб" – одного из лидеров рынка современного аналитического оборудования в России и Белоруссии.

bmclab.su

МИ 2981-2006 ГСИ. Плотность нефти. Методика выполнения измерений ареометром в блоке измерений показателей качества нефти при учетных операциях СИКН № 595 ОАО "АНК "Башнефть" на НПС "Александровская"

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ УНИТАРНОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ

Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии (ФГУП ВНИИР)

ФЕДЕРАЛЬНОГО АГЕНТСТВА ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

УТВЕРЖДАЮ Зам. директора ФГУП ВНИИР по научной работе М.С. Немиров 01.05.2006 г.

РЕКОМЕНДАЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

ПЛОТНОСТЬ НЕФТИ

Методика выполнения измерений ареометром

в блоке измерений показателей качества нефти при учетных операциях СИКН № 595 О AО «АНК «Башнефть» на НПС «Александровская»

МИ 2981-2006

Казань 2006

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

РАЗРАБОТАНА                Федеральным государственным унитарным предприятием Всероссийским научно - исследовательским институтом расходометрии (ФГУП ВНИИР)

ИСПОЛНИТЕЛИ:             Фишман И.И. - кандидат физико-математических наук, Ибрагимов Т.Ф., Мубаракшин М.Р.

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

ИСПОЛНИТЕЛИ:             Глушков Э.И., Фаткуллин А.А.

УТВЕРЖДЕНА                 ФГУП ВНИИР 14 марта 2006 г.

АТТЕСТОВАНА               ФГУП ВНИИР

Свидетельство об аттестации № 18506 от 14.03.2006 г.

ЗАРЕГИСТРИРОВАНА   ФГУП ВНИИМС 27 марта 2006

ВВЕДЕНА ВПЕРВЫЕ

ГОСУДАРСТВЕННАЯ СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЕДИНСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

ПЛОТНОСТЬ НЕФТИ

Методика выполнения измерений ареометром в блоке измерений показателей качества нефти при учетных операциях СИКН № 595 ОАО «АНК «Башнефть» на НПС «Александровская»

МИ 2981-2006

Настоящая рекомендация распространяется на плотность товарной нефти (далее - нефти) и устанавливает методику выполнения её измерений ареометром в блоке измерений показателей качества нефти (далее - БИК) при учетных операциях СИКН № 595 ОАО «АНК «Башнефть» на НПС «Александровская» (далее - МВИ).

Рекомендация разработана в соответствии с положениями ГОСТ Р ИСО 5725, ГОСТ Р 8.563 и МИ 2153.

Нормы погрешностей измерений по настоящей рекомендации соответствуют нижеприведенным значениям:

- систематическая погрешность: плюс 0,86 кг/м;

- доверительные границы погрешности (расширенная неопределенность) МВИ (при доверительной вероятности Р = 0,95): ± 0,7 кг/м3.

2.1. При выполнении измерений применяют средства измерений и другие технические средства со следующими техническими характеристиками:

2.1.1. Ареометры для нефти АНТ-1 или АН по ГОСТ 18481 с ценой деления 0,5 кг/м3 и пределами допускаемой абсолютной погрешности: ± 0,5 кг/м3.

2.1.2. Цилиндр теплоизолированный (далее - цилиндр) в БИК с внутренним диаметром не менее 45 мм и высотой не менее 520 мм.

2.1.3. Термометры ртутные стеклянные типа ТЛ-4 № 2 по ТУ 25-2021.003 с пределами допускаемой абсолютной погрешности: ± 0,2°С.

2.1.4. Нефрас по ГОСТ 8505 или ТУ 38.401-67-108.

2.1.6. Трубки резиновые технические по ГОСТ 5496.

2.1.5 Мешалка.

2.2. Допускается применение других средств измерений и материалов, обеспечивающих измерения плотности с нормами погрешности не менее указанных в разделе 1.

Сущность метода заключается в погружении ареометра в цилиндр с пробой нефти, снятии показаний по шкале ареометра при температуре нефти в цилиндре и пересчете значений плотности по ареометру к требуемым условиям по температуре и давлению.

4.1. Помещение для выполнения измерений плотности нефти по пожарной опасности относят к категории А согласно НПБ 105.

4.2. Помещение оборудовано устройствами приточно-вытяжной вентиляции и соответствует требованиям правил пожарной безопасности ППБ 01.

4.3. Лиц, выполняющих измерения, обеспечивают средствами индивидуальной защиты.

4.4. Легковоспламеняющиеся поверочные и промывочные жидкости хранят в металлических канистрах для хранения нефтепродуктов. Канистры помещают в специально предназначенные для хранения нефти и нефтепродуктов помещения или металлические шкафы.

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

При выполнении измерений соблюдают следующие условия:

5.1. Применяемые средства измерений имеют действующие свидетельства о поверке, опломбированы или имеют оттиски поверительных клейм.

5.2. Нефть по степени подготовки соответствует ГОСТ Р 51858.

5.3. Показатели измеряемой нефти находятся в следующих пределах:

плотность в рабочем диапазоне температуры, кг/м3                                       от 820 до 870;

вязкость в рабочем диапазоне температуры, мм2/с                                         от 3 до 25;

массовая доля воды, %, не более                                                                      1,0;

давление насыщенных паров, мм рт.ст.                                                           от 200 до.500.

5.4 Условия выполнения измерений:

рабочий диапазон температуры нефти, °С                                                      от 5 до 30;

давление нефти в СИКН, МПа                                                                          от 0,5 до 0,8;

режим работы СИКН                                                                                         непрерывный.

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

5.6. Перед отбором точечной пробы нефти с крана ручного пробоотбора в БИК сливают нефть в дренаж в течение 10 - 15 секунд.

5.7. Пробу нефти отбирают в цилиндр с крана ручного пробоотбора в БИК постепенно в течение одной - двух минут, заполняя его до уровня нефти на 2 - 3 см ниже верхнего края цилиндра.

6.1. Измерения плотности нефти ареометром проводят в БИК.

6.2. Опускают в цилиндр мешалку, делают 3 - 4 движения мешалкой от дна до уровня нефти и обратно, затем ее вынимают. Опускают в цилиндр термометр. Термометр удерживают в таком положении, чтобы участок шкалы, соответствующий температуре нефти, был на 5 - 10 мм выше уровня нефти в цилиндре. Образовавшиеся на поверхности пузырьки снимают фильтровальной бумагой или 1 - 2 каплями нефраса.

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

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

6.5. Вынимают ареометр, очищают от остатков нефти и повторяют операции по 6.2-6.4.

6.6. Вынимают ареометр и термометр, промывают нефрасом и сушат на воздухе.

6.7. Сливают нефть из цилиндра в дренаж.

7.1. Значения плотности нефти по ареометру при первом и повторном измерениях плотности пробы нефти приводят к условиям измерений в линии расходомера (плотномера) нефти по формулам:

,                                                          (1)

,                                                       (2)

где ρ1 tР, ρ2 tP - пересчитанные значения плотности нефти к условиям измерений в линии расходомера (плотномера), кг/м3;

ρ1, ρ2 - значения плотности нефти по ареометру при первом и повторном измерениях (с учетом поправки на мениск при использовании ареометра, отградуированного по нижнему мениску), 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 первом и повторном измерениях плотности нефти ареометром, °С;

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

t, P - значения температуры в линии расходомера (плотномера), °С, и избыточного давления, МПа, нефти при измерениях объема (плотности) нефти;

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

7.1. При разности между значениями температуры нефти в цилиндре и в линии расходомера (плотномера), превышающей 10°С, для пересчета значений плотности по ареометру используют программу «Расчет плотности» по МИ 2632.

7.2. Расхождение между пересчитанными значениями плотности одной и той же пробы нефти по одному и тому же ареометру не должно превышать 0,6 кг/м3. В противном случае операции по 5.5 и разделу 6 настоящей рекомендации повторяют.

7.3. Пересчитанное значение плотности нефти к 20°С (15°С) для ареометра, отградуированного при 20°С, определяют по таблице Б.1 (Б.2) приложения Б МИ 2153, кг/м3.

7.4. Пересчитанное значение плотности нефти к 20°С (15°С) для ареометра, отградуированного при 15°С, определяют по таблице Б.3 (Б.4) приложения Б МИ 2153, кг/м3.

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

7.5. По двум пересчитанным значениям плотности одной и той же пробы нефти по одному и тому же ареометру определяют средние арифметические значения плотности и вычитают систематическую погрешность, равную 0,86 кг/м3 согласно разделу 1.

7.6. За результаты измерений плотности нефти ареометром по МВИ принимают исправленные результаты пересчета значений плотности нефти по 7.6, округленные до четырех значащих цифр, с указанием доверительных границ погрешности МВИ, равных: ±0,7 кг/м3 согласно разделу 1. Пример определения и представления исправленных результатов пересчета плотности нефти по ареометру приведен в приложении А настоящей рекомендации.

7.7. В случае изменения условий выполнения измерений и подготовки к ним, указанных в разделе 5, оценку норм погрешности МВИ осуществляют в соответствии с ГОСТ Р ИСО 5725, ГОСТ Р 8.563, МИ 2153.

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

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

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

А.1. При измерениях плотности нефти ареометром типа АНТ-1, отградуированного при 20°С, получены следующие значения плотности нефти по ареометру (с учетом поправки на мениск, равной 0,7 кг/м3):

ρ1 = 864,9 кг/м3 при температуре нефти в цилиндре t1 =21,7° C;

ρ2= 865,2 кг/м3 при температуре нефти в цилиндре t2 = 21,3° C.

При этом температура и давление в линии плотномера: t = 21,9 °С и Р = 0,72 МПа.

А.2. Требуется пересчитать значения плотности нефти по ареометру к условиям измерений в линии плотномера и к стандартным условиям и представить исправленные результаты пересчета значений плотности нефти по ареометру.

А.3. По таблице А.1 приложения А МИ 2153 определяют коэффициенты объемного расширения β1 (при ρ1 и t1) и β2 (при ρ2 и t2): β1 = β2 = 0,000818° С.

А.4 Так как разность значений температуры нефти в цилиндре и плотномере менее 10°С, то по формулам (1) и (2) пересчитывают значения плотности по ареометру к условиям измерений в линии плотномера (без учета поправки на систематическую погрешность):

где - γ1 (при ρ1 и t1) и γ2 (при ρ2 и t2) коэффициенты, определяемые по таблице А.2 МИ 2153.

А.5. Разность значений плотности: 865,19 - 865,17 = 0,02 кг/м3 < 0,6 кг/м3. Условие сходимости соблюдено.

А.6. Вычисляют исправленный результат пересчета значений плотности нефти по ареометру к условиям измерений в линии плотномера:

ρtP = (865,19 + 865,17)/2 - 0,86 = 864,32 кг/м3.

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

ρ1,20 = 861,0 + 4,9 = 865,9 кг/м3, ρ2,20 =861 + 5,2 = 866,2 кг/м3.

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

ρ20 =(865,9 + 866,2)/2 - 0,86 = 865,19 кг/м3.

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

ρ1,15 = 864,6 + 4,9 = 869,5 кг/м3, ρ2,15 = 864,6 + 5,2 = 869,8 кг/м3.

Для удобства определения по таблицам Б.1, Б.2 пересчитанных значений плотности значения температуры нефти в цилиндре при первом и повторном измерениях плотности ареометром принимают равным 21,5°С.

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

ρ15 =(869,5 + 869,8)/2 - 0,86 = 868,79 кг/м3.

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

ρtP = (864,3 ± 0,7) кг/м3 для ( t = 21,9° C и Р = 0,72МПа),

ρ20 = (865,2 ± 0,7) кг/м3 для ( t = 20°С и Р = 0 МПа),

ρ15 = (868,8 ± 0,7) кг/м3 для ( t - 15°С и Р = 0 МПа).

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

[2] ГОСТ 8505-80 Нефрас С 50/170. Технические условия.

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

[4] ГОСТ Р ИСО 5725-2002 Точность (правильность и прецизионность) методов и результатов измерений.

[5] ГОСТ Р 8.563-96 ГСИ. Методики выполнения измерений

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

[7] «Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти», утвержденные Приказом Минпромэнерго России от 31 марта 2005 года № 69

[8] МИ 2153-2004 ГСИ. Плотность нефти. Требования к методике выполнения измерений ареометром при учетных операциях.

[9] МИ 2632-2001 ГСИ. Плотность нефти и нефтепродуктов и коэффициенты объемного расширения и сжимаемости. Методы и программа расчета

[10] НПБ 105-03 Определение категорий помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности.

[11] ППБ 01-03 Правила пожарной безопасности в Российской Федерации.

[12] ТУ 25-2021.003-88 Термометры ртутные стеклянные лабораторные. Технические условия.

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

Похожие документы

znaytovar.ru