МИ 2970-2006 ГСИ. Плотность нефти. Методика выполнения измерений ареометром в блоке измерений показателей качества нефти при учетных операциях на СИКН № 232 НГДУ "Бавлынефть" ОАО "Татнефть". Плотность нефти ареометром


ГСИ. Плотность нефти. Методика выполнения измерений ареометром в блоке измерений показателей качества нефти при учетных операциях на СИКН № 200 на Карабашском ТП НГДУ "Иркеннефть" ОАО "Татнефть"

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 22.12.2005 г.

РЕКОМЕНДАЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

ПЛОТНОСТЬ НЕФТИ

Методика выполнения измерений ареометром в блоке измерений показателей качества нефти при учетных операциях на СИКН № 200 на Карабашском ТП НГДУ «Иркеннефть» ОАО «Татнефть»

МИ 2968-2006

Казань 2005

СОДЕРЖАНИЕ

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» (МОАО «Нефтеавтоматика»)

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

УТВЕРЖДЕНА                ФГУП ВНИИР

22 декабря 2005 г.

АТТЕСТОВАНА              ФГУП ВНИИР 26 декабря 2005 г. Свид. № 161206-05

ЗАРЕГИСТРИРОВАНА  ФГУП ВНИИМС 16 января 2006

ВВЕДЕНА ВПЕРВЫЕ

ГОСУДАРСТВЕННАЯ СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЕДИНСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

МИ 2968-2006

ПЛОТНОСТЬ НЕФТИ

Методика выполнения измерений ареометром в блоке измерений показателей качества нефти при учетных операциях на СИКН № 200 на Карабашском ТП НГДУ «Иркеннефть» ОАО «Татнефть»

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 № 200 на Карабашском ТП НГДУ «Иркеннефть» ОАО «Татнефть» (далее - МВИ).

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

Правильность и прецизионность измерений по настоящей рекомендации соответствуют нижеприведенным значениям, в кг/см3:

- систематическая погрешность: плюс 0,33;

- доверительные границы погрешности МВИ (расширенная неопределенность): ± 0,7.

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/м3и пределами допускаемой абсолютной погрешности: ± 0,5 кг/м3.

2.1.2. Цилиндр термостатируемый, омываемый потоком нефти в БИК и соответствующий по размерам стеклянному цилиндру для ареометров типа I по ГОСТ 18481.

2.1.3. Термометры ртутные стеклянные типа ТЛ-4 по ГОСТ 28498 с ценой деления 0,1°С и пределами допускаемой абсолютной погрешности: ± 0,2°С.

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

2.1.5. Мешалка.

2.2. Допускается применение других средств измерений и материалов, обеспечивающих измерения плотности с точностью не менее указанной в разделе 1.

Сущность метода заключается в погружении ареометра в испытуемую пробу нефти, снятии показаний по шкале ареометра при температуре измерений и пересчете показаний ареометра 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 01-03.

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 830 до 890;

вязкость в рабочем диапазоне температуры, сСт                                           от 7 до 26;

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

давление насыщенных паров, кПа, не более                                                  от 15,0 до 66,7.

5.4 Условия выполнения измерений:

рабочий диапазон температур нефти, °С                                                        от 10 до 30;

давление нефти в СИКН, МПа                                                                         от 0,3 до 2,0;

режим работы СИКН                                                                                        периодический.

5.5. Пробу нефти отбирают постепенно в течение двух - трех минут в термостатируемый цилиндр в БИК.

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 и термометр, моют нефрасом и сушат на воздухе.

6.6. Вынимают ареометр и повторяют операции по 6.2 - 6.5.

7.1. Значения плотности нефти по показаниям ареометра при первом и повторном измерениях плотности пробы нефти приводят к условиям измерений объема (плотности) нефти по формулам:

,                                     (1)

,                                   (2)

где ρltp, ρ2tP - значения плотности нефти по показаниям ареометра, пересчитанные к условиям измерений объема (плотности) нефти, кг/м3;

ρ1, ρ2 - показания ареометра при первом и повторном измерениях (с учетом поправки на мениск при использовании ареометров, отградуированных по нижнему мениску), кг/м3;

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

t1, t2 - значения температуры испытания при первом и 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 приведения, °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.

7.2. При разности между значениями температуры измерений и приведения, превышающей 10°С, для пересчета показаний ареометра используют программу «Расчет плотности» по МИ 2632.

7.3. Расхождение между приведенными к одинаковым условиям значениями плотности нефти не превышает 0,6 кг/м3. В противном случае операции по 5.5 и разделу 6 настоящей рекомендации повторяют.

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

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

7.6. Вычисляют средние арифметические значения по приведенным значениям плотности, определенным по 7.1, 7.4, 7.5, и вычитают систематическую погрешность МВИ, равную 0,33 кг/м3 согласно разделу 1.

7.7. Значения плотности, определенные по 7.6, округляют до четырех значащих цифр и представляют в виде числового значения измеряемой величины с указанием погрешности МВИ (расширенной неопределенности), равной: ± 0,7 кг/м3 согласно разделу 1. Пример пересчета показаний ареометра приведен в Приложении А настоящей рекомендации.

7.8. В случае изменения условий выполнения измерений и подготовки к ним, указанных в разделе 5, оценку правильности и прецизионности метода измерений осуществляют в соответствии с ГОСТ Р ИСО 5725.

8.1. Результаты показаний ареометра, пересчитанные к условиям измерений объема и к стандартным условиям, записывают в «Паспорт качества нефти» и в «Акт приема-сдачи нефти» по формам, приведенным в приложениях к «Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти».

8.2. Результаты показаний ареометра, пересчитанные к условиям измерений поточного плотномера в БИК, записывают в журнал контроля метрологических характеристик средств измерений при контроле метрологических характеристик поточного плотномера.

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

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

ρ2= 865,2 кг/м3 при температуре испытания t2 = 21,8°C.

Температура и давление приведения, к которым пересчитывают показания ареометра, равны:

t = 21,9 °С и Р = 0,72 МПа.

А.1. Определяют по таблице А.1 приложения А МИ 2153 коэффициенты объемного расширения β1 (при ρ1 = 864,9 кг/м3 и t1 = 21,7°С) и β2 (при ρ2 = 865,2 кг/м3 и t2 = 21,8°С), Определено: β1 = β2 = 0,000818°С-1.

А.2. Так как разность значений температуры испытания и приведения менее 10°С, то по формулам (1) и (2) пересчитывают показания ареометра к условиям измерений плотномера:

В этих формулах γ1 = γ2 = 0,000718 МПа-1 (определено по таблице А.2 МИ 2153).

А.3. Разность значений плотности: 865,54 - 865,17 = 0,37 кг/м33. Условие сходимости соблюдено.

А.4. Вычисляют среднее арифметическое значение плотности и вычитают систематическую погрешность, равную 0,33 кг/м3ρtP = (865,54 + 865,17)/2 - 0,33 = 865,03 кг/м3.

А.5. Определяют по таблице Б.1 МИ 2153 значение плотности при 20°С.

ρ1,20 = 866,06 кг/м3, ρ2,20 = 866,44 кг/м3.

А.6. Вычисляют среднее арифметическое значение при 20°С: и вычитают систематическую погрешность:

ρ20 = (866,06 + 866,44)/2 - 0,33 = 865,92 кг/м3.

А.7. Определяют по таблице Б.2 МИ 2153 значения плотности при 15°С:

ρ1,15 = 869,59 кг/м3, ρ2,15 = 869,96 кг/м3.

А.8. Вычисляют среднее арифметическое значение при 15°С: и вычитают систематическую погрешность:

ρ15 =(869,59 + 869,96)/2 - 0,33 = 869,45 кг/м3.

А.9. Округляют полученные результаты до четырех значащих цифр и представляют приведенные значения плотности в виде:

ρtP = (865,0 ± 0,7) кг/м3 для (t = 21,9°C и Р = 0,72 МПа),

ρ20 = (865,9 ± 0,7) кг/м3 для (t = 20°С и Р = 0 МПа),

ρ15 = (869,5 ± 0,7) кг/м3 для (t = 15°С и Р = 0 МПа).

1. ГОСТ Р 8.563-96 Государственная система обеспечения единства измерений. Методики выполнения измерений.

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

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

4. ГОСТ 8505-80 Нефрас С 50/170. Технические условия.

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

6. ГОСТ 28498-90 Термометры жидкостные стеклянные. Общие технические требования. Методы испытаний.

7. РМГ 43-2001 ГСИ. Применение «Руководства по выражению неопределенности измерений».

8. «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.

9. МИ 2153-2004 ГСИ. Плотность нефти. Требования к методикам выполнения измерений ареометром при учетных операциях.

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

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

12. ППБ 01-03 Правила пожарной безопасности в Российской Федерации.

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

aquagroup.ru

Как пользоваться ареометром для измерения плотности дизтоплива

Интервал для поверок у ареометров АНТ-1 и АНТ-2 – 5 лет. Поставляются в пластиковой прозрачной тубе. Эксплуатация: Во время использования ареометров нужно соблюдать температурный режим: АНТ-1 до +50С, АНТ-2 до +45С и АН до +80С. А также не ударять, беречь от неграмотного использования. Во время проведения измерений плотности нужно помнить, что ареометр поверяли градуировали при температуре 18-22С. При проведении измерений сам ареометр нужно аккуратно опустить в измеряемую жидкость (бензин, дизельное топливо, масло или мазут) и дать свободно плавать на поверхности без соприкасания со стенками емкости. Гарантия от завода-изготовителя на ареометры АНТ-1, АНТ-2 и АН – 24 месяца с момента ввода в эксплуатацию при соблюдении всех норм и правил эксплуатации.

Определение плотности нефтепродуктом ареометром

Инфо

В современном мире нефтяная промышленность есть достаточно развитой отраслью.

Важно

Можно привезти массу примеров где используются продукты, произведенные нефтеперерабатывающими, нефтехимическими, полимерными и другими заводами.

Первое, что приходит на ум – бензин, дизельное топливо, мазут, смола… Это саамы распространенные продукты, которые используются в мире.

Любой продукт требует контроля. До того как его испытать нужно его протестировать.

Одним из самых важных показателей для нефтепродуктов есть плотность.

Идея измерения плотности ареометром заключается в том, чтобы зафиксировать уровень нефтепродукта на его шкале ареометра при различной глубине погружения ареометра в жидкость.

Внимание

Величина погружаемости ареометра обратнопропорциональна плотности измеряемой жидкости, т.е.

чем ниже плотность жидкости, тем больше погрузится в нее ареометр.

Дизельное топливо: плотность, расход, эксплуатация

Одновремено определяют температуру нефтепродукта по термометру ареометра или дополнительному термометру. Отсчёт по шкале ареометра даёт плотность нефти (нефтепродукта) при температуре анализа. Для приведения найденной плотности к плотности при нормальной температуре пользуются формулой: Предыдущая12345678910111213141516Следующая Дата добавления: 2016-12-09; просмотров: 1431; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ Похожие статьи:  Поделиться Поиск по сайту Интересно знать

  1. Усиление отдельно стоящих фундаментов
  2. Светочувствительный аппарат глаза
  3. Класс Земноводные, или Амфибии
  4. Упражнения на перекладине
  5. Советы для родителей
  6. Память и ее тренировка
  7. Как защитить себя ВКонтакте?
  8. Устройство теодолита

Поиск по сайту: Воспользовавшись поиском можно найти нужную информацию на сайте.

Ареометры для бензина и дизельного топлива

Для определения плотности нефтепродукта с помощью пикнометра предварительно устанавливают «водное число» пикнометра, т.е. массу воды в заданном объеме пикнометра при температуре 200С. Затем пикнометр осторожно наполняют при помощи пипетки нефтепродуктом, помещают в термостат или водяную баню с температурой 200С и выдерживают до тех пор, пока уровень испытуемого нефтепродукта не перестанет изменяться. Массу пикнометра измеряют с точностью до 0,0002г и определяют массу пикнометра с нефтепродуктом. Затем пользуясь формулами и таблицами, определяют плотность нефтепродукта.

Определение плотности ареометром (нефтеденсиметром).

Предыдущая12345678910111213141516Следующая Ареометром определяют плотность нефтей, светлых и тёмных нефтепродуктов и масел, а также более вязких нефтепродуктов, не выделяющих осадка при разбавлении. Определение плотности летучих нефтепродуктов (например, петролейного эфира, газового конденсата) ареометром не рекомендуется. Ареометры подбирают таким образом, чтобы при погружении в анализируемые нефти (нефтепродукты) они не тонули и не всплывали бы выше той части, где нанесена градуировочная шкала плотности.

Определение плотности ареометром основано на законе Архимеда.

Ареометры нефтепродуктов или денсиметры производят трех исполнений (фото 2). У ареометров первого исполнения (АНТ-1) цена деления шкалы равна 0,5 кг/м3, у ареометров второго и третьего исполнения (АНТ-2 и АН) – 1 кг/м3.

Важно знать: плотность и параметры дизельного топлива

В приведенной ниже таблице представлены диапазоны, цены деления и другие технические параметры ареометров для бензина и дизельного топлива: Наименование Диапазон измерения плотности, кг/м3 Цена деления шкалы, кг/м3 Диапазон измерения t, °С Длина, мм АН 650…680, 680…710, 710…740, 740…770, 770…800, 800…830, 830…860, 860…890, 890…920, 920…950, 950…980, 980…1010, 1010…1040, 1040…1070 0,5 — 300 АНТ-1 650…710, 710…770, 770…830 (бензин АИ-92, 95), 830…890 (ДТ), 890…950 (масло летнее), 950…1010 (масло зимнее), 1010…1070 (мазут) 0,5 -20…+45 500 АНТ-2 670…750, 750…830 (бензин АИ-92, 95), 830…910 (ДТ), 910…990 (масло), 990…1070 (масло) 1 -20…+35 300 Ареометры, поставляемые нашей компанией изготавливаются о ГОСТ 18481-81 из стеклотрубки производства Германия и имеют поверку весовым способом.

Все это позволяет увеличить надежность и точность приборов.

Удельный вес солярки, ее плотность, а также таблица значений

Отсчет по шкале ареометра соответствует плотности дизельного топлива при температуре испытания (массе продукта, содержащейся в единице его объема, г/см3). При использовании ареометров, градуированных по нижнему мениску, показания и вносят поправку на мениск.

За результат испытания принимают среднеарифметическое двух последовательных определений.

Два результата определений плотности дизельного топлива, полученные одним исполнителем, признаются достоверными, если расхождение между ними не превышает 0,0005г/см3.

Эти нормы касаются всех светлых нефтепродуктов (керосин, бензин, дизельное топливо), для темных нефтепродуктов — 0,0006г/см3 , а полученные в двух лабораториях 0,0012г/см3 для светлых нефтепродуктов, 0,0015г/см3 для темных нефтепродуктов.

yurist123.ru

1. Определение плотности нефти ареометром

Темп. испыт., оС

Плотность по шкале ареометра, г/см3

0,810

0,820

0,830

0,840

0,850

0,860

0,870

Плотность при 20 °С, г/см3

10

11

12

13

14

0,8030

0,8037

0,8044

0,8051

0,8058

0,8131

0,8137

0,8145

0,8152

0,8159

0,8232

0,8239

0,8246

0,8253

0,8259

0,8333

0,8340

0,8346

0,8353

0,8360

0,8434

0,8440

0,8446

0,8454

0,8460

0,8534

0,8541

0,8547

0,8554

0,8561

0,8635

0,8641

0,8648

0,8654

0,8661

15

16

17

18

19

0,8065

0,8072

0,8079

0,8086

0,8093

0,8166

0,8173

0,8179

0,8186

0,8193

0,8266

0,8273

0,8280

0,8287

0,8293

0,8367

0,8373

0,8380

0,8387

0,8393

0,8467

0,8474

0,8480

0,8487

0,8493

0,8567

0,8574

0,8580

0,8587

0,8593

0,8667

0,8674

0,8681

0,8687

0,8694

20

21

22

23

24

25

0,8100

0,8107

0,8114

0,8121

0,8128

0,8134

0,8200

0,8207

0,8214

0,8220

0,8227

0,8234

0,8300

0,8307

0,8313

0,8320

0,8327

0,8334

0,8400

0,8407

0,8413

0,8420

0,8427

0,8433

0,8500

0,8507

0,8513

0,8520

0,8526

0,8533

0,8600

0,8607

0,8613

0,8620

0,8626

0,8633

0,8700

0,8706

0,8713

0,8719

0,8726

0,8732

studfiles.net

МИ 2970-2006 ГСИ. Плотность нефти. Методика выполнения измерений ареометром в блоке измерений показателей качества нефти при учетных операциях на СИКН № 232 НГДУ "Бавлынефть" ОАО "Татнефть"

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 28.12.2005 г.

РЕКОМЕНДАЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

ПЛОТНОСТЬ НЕФТИ

Методика выполнения измерений ареометром

в блоке измерений показателей качества нефти при учетных операциях СИКН № 232 НГДУ «Бавлынефть» ОАО «Татнефть»

МИ 2970-2006

Казань 2005

СОДЕРЖАНИЕ

1. Нормы погрешности измерений

2. Средства измерений и вспомогательные устройства

3. Метод измерений

4. Требования безопасности и охраны окружающей среды 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 пересчета показаний ареометра к условиям измерений плотности плотномером и стандартным условиям

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» (МОАО «Нефтеавтоматика»)

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

УТВЕРЖДЕНА                 ФГУП ВНИИР

22 декабря 2005 г.

АТТЕСТОВАНА               ФГУП ВНИИР 26 декабря 2005 г.

Свид. № 161306-05

ЗАРЕГИСТРИРОВАНА   ФГУП ВНИИМС 16 января 2006

ВВЕДЕНА ВПЕРВЫЕ

ГОСУДАРСТВЕННАЯ СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЕДИНСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

ПЛОТНОСТЬ НЕФТИ

Методика выполнения измерений ареометром в блоке измерений показателей качества нефти при учетных операциях СИКН № 232 НГДУ «Бавлынефть» ОАО «Татнефть»

МИ 2970-2006

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 № 232 НГДУ «Бавлынефть» ОАО «Татнефть» (далее - МВИ).

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

Правильность и прецизионность измерений по настоящей рекомендации соответствуют нижеприведенным значениям, в кг/см3:

- систематическая погрешность: плюс 0,71;

- доверительные границы погрешности МВИ (расширенная неопределенность): ± 0,7.

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 термоизолированный, внутренним диаметром 45 мм, высотой 520 мм.

2.1.3. Термометры ртутные стеклянные типа ТЛ-4 по ГОСТ-28498 с ценой деления 0,1оС и пределами допускаемой абсолютной погрешности: ± 0,2°С.

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

2.1.5 Мешалка.

2.2. Допускается применение других средств измерений с аналогичными или лучшими характеристиками.

Сущность метода заключается в погружении ареометра в испытуемую пробу нефти, снятии показаний по шкале ареометра при температуре измерений и пересчете показаний ареометра 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 855 до 880;

вязкость в рабочем диапазоне температуры, сСт                                            от 8 до 13;

массовая доля воды, %, не более                                                                      0,5;

давление насыщенных паров, кПа, не более                                                   66,7.

5.4 Условия выполнения измерений:

рабочий диапазон температур нефти, °С                                                         от 17 до 40;

давление нефти в СИКН, МПа                                                                          от 0,5 до 1,6;

режим работы СИКН                                                                                         непрерывный.

5,5. Пробу нефти отбирают постепенно в течение двух - трех минут в термостатируемый цилиндр в БИК.

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 и термометр, моют нефрасом и сушат на воздухе.

6.6. Вынимают ареометр и повторяют операции по 6.2 - 6.5..

7.1. Значения плотности нефти по показаниям ареометра при первом и повторном измерениях плотности пробы нефти приводят к условиям измерений объема (плотности) нефти по формулам:

,                                        (1)

,                                    (2)

где ρ1 tР, ρ2 tP - значения плотности нефти по показаниям ареометра, пересчитанные к условиям измерений объема (плотности) нефти, кг/м3;

ρ1, ρ2 - показания ареометра при первом и повторном измерениях (с учетом поправки на мениск при использовании ареометров, отградуированных по нижнему мениску), кг/м3;

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

t1, t2 - значения температуры испытания 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 приведения, °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.

7.2. При разности между значениями температуры измерений и приведения, превышающей 10°С, для пересчета показаний ареометра используют программу «Расчет плотности» по МИ 2632.

7.3. Расхождение между приведенными к одинаковым условиям значениями плотности нефти не превышает 0,6 кг/м3. В противном случае операции по 5.5 и разделу 6 настоящей рекомендации повторяют.

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

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

7.6. Вычисляют средние арифметические значения по приведенным значениям плотности, определенным по 7.1, 7.4, 7.5, и вычитают систематическую погрешность МВИ, равную 0,71 кг/м3 согласно разделу 1.

7.7. Значения плотности, определенные по 7.6, округляют до четырех значащих цифр и представляют в виде числового значения измеряемой величины с указанием погрешности МВИ (расширенной неопределенности), равной: ±0,7 кг/м3 согласно разделу 1. Пример пересчета показаний ареометра приведен в Приложении А настоящей рекомендации.

7.8. В случае изменения условий выполнения измерений и подготовки к ним, указанных в разделе 5, оценку правильности и прецизионности метода измерений осуществляют в соответствии с ГОСТ Р ИСО 5725.

8.1. Результаты показаний ареометра, пересчитанные к условиям измерений объема и к стандартным условиям, записывают в «Паспорт качества нефти» и в «Акт приема-сдачи нефти» по формам, приведенным в приложениях к «Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти».

8.2. Результаты показаний ареометра, пересчитанные к условиям измерений поточного плотномера в БИК, записывают в журнал контроля метрологических характеристик средств измерений при контроле метрологических характеристик поточного плотномера.

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

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

ρ2= 865,2 кг/м3 при температуре испытания t2 = 21,8° C.

Температура и давление приведения, к которым пересчитывают показания ареометра, равны:

t = 21,9 °С и Р = 0,72 МПа.

А.1. Определяют по таблице А.1 приложения А МИ 2153 коэффициенты объемного расширения β1 (при ρ1 = 864,9 кг/м3 и t1 = 21,7оС) и β2 (при ρ2 = 865,2 кг/м3 и t2 = 21,8°С), Определено: β1 = β2 = 0,000818° С-1.

А.2. Так как разность значений температуры испытания и приведения менее 10°С, то по формулам (1) и (2) пересчитывают показания ареометра к условиям измерений плотномера:

В этих формулах γ1 = γ2 = 0,000718 МПа-1 (определено по таблице А.2 МИ 2153).

А.3. Разность значений плотности: 865,54 - 865,17 = 0,37 кг/м3 < 0,6 кг/м3. Условие сходимости соблюдено.

А.4. Вычисляют среднее арифметическое значение плотности и вычитают систематическую погрешность, равную 0,85 кг/м3 ρtP = (865,54 + 865,17)/2 -0,71 = 864,65 кг/м3.

А.5. Определяют по таблице Б.1 МИ 2153 значение плотности при 20°С.

ρ1,20 = 866,06 кг/м3, ρ2,20 = 866,44 кг/м3.

А.6. Вычисляют среднее арифметическое значение при 20°С: и вычитают систематическую погрешность: ρ20 = (866,06 + 866,44)/2 – 0,71 = 865,54 кг/м3.

А.7. Определяют по таблице Б.2 МИ 2153 значения плотности при 15°С:

ρ1,15 = 869,59 кг/м3, ρ2,15 = 869,96 кг/м3.

А.8. Вычисляют среднее арифметическое значение при 15°С: и вычитают систематическую погрешность:

ρ15 =(869,59+ 869,96)/2 - 0,71 = 869,07 кг/м3.

А.9. Округляют полученные результаты до четырех значащих цифр и представляют приведенные значения плотности в виде:

ρtP = (864,7 ± 0,7) кг/м3для ( t = 21,9° C и Р = 0,72 МПа),

ρ20 = (865,6 ± 0,7) кг/м3для ( t = 20°С и Р = 0 МПа),

ρ15 = (869,1 ± 0,7) кг/м3 для ( t= 15°С и Р = 0 МПа).

1. ГОСТ Р 8.563-96 Государственная система обеспечения единства измерений. Методики выполнения измерений.

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

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

4. ГОСТ 28498-90 Термометры жидкостные стеклянные. Общие технические требования. Методы испытаний.

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

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

7. МИ 2153-2004 ГСИ. Плотность нефти. Требования к методикам выполнения измерений ареометром при учетных операциях.

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

9. РМГ 43-2001 ГСИ. Применение «Руководства по выражению неопределенности измерений».

10. «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.

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

12. ППБ 01-03 Правила пожарной безопасности в Российской Федерации.

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

Еще документы скачать бесплатно

www.gosthelp.ru

ГОСТ Р 51069-97 - Нефть и нефтепродукты. Метод определения плотности, относительной плотности и плотности в градусах API ареометром.

ГОСТ Р 51069-97

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

НЕФТЬ И НЕФТЕПРОДУКТЫ

МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПЛОТНОСТИ, ОТНОСИТЕЛЬНОЙ ПЛОТНОСТИ И ПЛОТНОСТИ В ГРАДУСАХ API АРЕОМЕТРОМ

ГОССТАНДАРТ РОССИИ

Москва

Предисловие

1 РАЗРАБОТАН Техническим комитетом по стандартизации ТК 31 «Нефтяные топлива и смазочные материалы» (ВНИИНП)

ВНЕСЕН Департаментом нефтепереработки Минтопэнерго Российской Федерации

2 ПРИНЯТ И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Постановлением Госстандарта России от 3 июля 1997 г. № 238

3 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

4 Настоящий стандарт содержит аутентичный текст национального стандарта США ASTM D 1298 «Стандартный метод определения плотности, относительной плотности (удельного веса) или плотности в градусах API сырой нефти и жидких нефтепродуктов ареометром» с дополнительными требованиями, отражающими потребности экономики страны

СОДЕРЖАНИЕ

Этот метод можно использовать для вязких масел, если дается достаточное время, чтобы ареометр достиг равновесия, или для непрозрачных масел, если используется соответствующая поправка на мениск.

Плотность, относительная плотность (удельный вес) или плотность в градусах API является фактором, определяющим качество сырой нефти, необходимым для пересчета измеренных объемов в объемы при стандартной температуре, при расчетных операциях при поставках на экспорт нефтей и нефтепродуктов. Цены на сырую нефть часто указывают рядом со значениями плотности в градусах API.

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

НЕФТЬ И НЕФТЕПРОДУКТЫ

Метод определения плотности, относительной плотности и плотности в градусах API ареометром

Crude Petroleum and Petroleum Products. Determination of Density, Relative Density and API Gravity. Hydrometer method.

Дата введения 1998-07-01

Настоящий стандарт распространяется на сырую нефть, нефтепродукты, смеси нефтей и жидкие нефтяные продукты с давлением насыщенных паров по Рейду [1] (ГОСТ 1756) 179 кПа или менее и устанавливает метод определения плотности, относительной плотности (удельного веса) или плотности в градусах API с помощью стеклянного ареометра.

Пробу доводят до заданной температуры и переносят в цилиндр. В пробу погружают соответствующий ареометр. После достижения температурного равновесия отмечают показания ареометра и температуру испытуемой пробы. При необходимости цилиндр с испытуемым продуктом помещают в баню с заданной постоянной температурой во избежание значительной погрешности во время испытания.

Отмечают показания ареометра при температуре испытания. Затем плотность приводят к температуре 15 °С, а относительную плотность (удельный вес) и плотность в градусах API приводят к температуре 60 °F с помощью международных стандартных таблиц*. С помощью этих таблиц значения, определенные в одной из трех систем измерения, можно перевести в эквивалентные значения другой. Это позволяет проводить измерения в принятых национальных единицах.

* Международные стандартные таблицы приобретают как приложение к ASTM D 1250.

Требования безопасности приведены в приложении А.

Дополнения, отражающие потребности народного хозяйства, выделены курсивом.

В настоящем стандарте использованы ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 400-80 Термометры стеклянные для испытания нефтепродуктов. Технические условия

ГОСТ 1756-52 Нефтепродукты. Методы определения давления насыщенных паров

ГОСТ 18481-81 Ареометры и цилиндры стеклянные. Технические условия

3.1. В настоящем стандарте применяют следующие термины с соответствующими определениями:

3.1.1. Плотность - масса (вес в вакууме) жидкости в единице объема при 15 °С. При записи результатов указывают плотность в единицах массы (килограммы) и объем (м3) при стандартной температуре, например: кг/м3 при 15 °С.

3.1.2. Относительная плотность (удельный вес) - отношение массы данного объема жидкости при температуре 15 °С (60 °F) к массе равного объема чистой воды при той же температуре. При записи результатов указывают стандартную температуру, например: относительная плотность (удельный вес) (60/60) °F.

3.1.3. Плотность в градусах API - специальная функция относительной плотности (удельного веса) (60/60) °F, которую вычисляют по формуле

.

При записи результата стандартную температуру не указывают, так как в определение включена температура 60 °F.

3.1.4. Наблюдаемые величины - показания ареометра, наблюдаемые при температурах, отличающихся от установленной стандартной температуры. Эти величины не являются плотностью, относительной плотностью (удельным весом) или плотностью в градусах API при других температурах.

4.1. Ареометры стеклянные, градуированные в единицах плотности, относительной плотности (удельный вес) или плотности в градусах API, в соответствии со спецификациями ASTM или Британского института стандартов (таблица 1).

4.2. Термометры с диапазонами измерений, указанными в таблице 2, соответствуют спецификациям Американского общества по испытанию материалов или Нефтяного института.

4.3. Цилиндр для ареометра из прозрачного стекла, пластмассы (4.3.1) или металла. Для облегчения переливания цилиндр может иметь на ободке носик. Высота цилиндра должна быть такой, чтобы расстояние от дна цилиндра до ареометра было не менее 25 мм.

4.3.1. Пластмассы, применяемые для изготовления цилиндров для ареометров, должны быть стойкими к обесцвечиванию и воздействию образцов нефтепродуктов и не должны мутнеть после продолжительного воздействия солнечного света или воздействия образцов нефтепродуктов.

4.4. Баня, в которой поддерживается постоянная температура.

Применяют в том случае, когда консистенция образцов требует температуры испытания намного выше или ниже комнатной температуры.

Примечание - Приборы, используемые в настоящем методе, должны соответствовать установленным требованиям относительно материалов размеров и погрешностей шкалы.

Приборы, имеющие сертификат калибровки официальной организации, классифицируют как сертифицированные, и перечисленные в сертификате поправки следует применять к отмеченным показаниям. Приборы, соответствующие требованиям метода испытания, но не имеющие сертификата, классифицируют как несертифицированные.

Таблица 1 - Ареометры, рекомендуемые зарубежными спецификациями

Спецификация ареометра

Характеристика

Единицы измерения

Диапазон измерения

Шкала

Поправка на мениск

общий

оцифровка

цена деления

погрешность

BS 718 : 1960

Специальный нефтяной

Плотность, кг/дм3 при 15 °С

0,600-1,100

0,050

0,0005

± 0,0003

+ 0,0007

L50SP

M50SP

 

 

0,600-1,100

0,050

0,001

± 0,0006

+ 0,0014

BS 718 : 1960

L50SP

M50SP

То же

Относительная плотность (уд. вес) 60/60 °F

0,600-1,100

0,050

0,0005

± 0,0003

+ 0,0007

0,600-1,100

0,050

0,001

± 0,0006

+ 0,0014

Спецификация Е 100, №

от 82 Н до 90 Н [4]

Для нефтяных продуктов, простой

Относительная плотность (уд. вес) 60/60 °F

0,650-1,100

0,050

0,0005

± 0,0005

-

Спецификация Е 100, № от 1 Н до 10 Н [4]

То же

°API

От -1 до + 101

12

0,1

± 0,1

-

Таблица 2 - Термометры, рекомендуемые зарубежными спецификациями

Спецификация термометра

Назначение

Единица измерения

Диапазон измерения

Цена деления

Погрешность шкалы

EI № 12С [3]

или IP 64C

Плотность, вес

°С

От -20 до +102

0,2

± 0,1

EI № 12F [3]

или IP 64F

Относительная плотность (уд. вес), широкий диапазон

°F

От -5 до +215

0,5

± 0,25

4.5. Допускается использовать:

- ареометры для нефти по ГОСТ 18481;

- цилиндры для ареометров стеклянные по ГОСТ 18481 или металлические соответствующих размеров;

- термометры стеклянные для испытаний нефтепродуктов типа ТИН-5 по ГОСТ 400 (при использовании ареометров АН) или термометры ртутные стеклянные лабораторные типа ТЛ-4 № 2 и 3 [5]. Термометры должны быть калиброваны на полное погружение;

- термостат или водяная баня для поддержания температуры с погрешностью не более 0,2 °С.

5.1. Определение плотности, относительной плотности (удельного веса) или плотности в градусах API ареометром при стандартной температуре 15 °С или 60 °F, или близкой к ней, является наиболее точным. Температуры от минус 18 до плюс 90 °С (0-195 °F) следует использовать в зависимости от типа образца и других параметров, указанных в таблице 3.

5.2. Если показание ареометра используют для корректировки объемов при стандартных температурах, то показание ареометра следует снимать при температуре, отличающейся от температуры, при которой был измерен объем продукта, в пределах ±3 °С (±5 °F) (примечание). Если во время испытания может произойти потеря легких фракций во время проведения испытания при температуре испытуемого продукта, испытание проводят при условиях, регламентированных в таблице 3.

Таблица 3 - Условия и температуры испытания

Тип образца

Температура начала кипения

Другие лимитируемые параметры

Температура испытания

Высоколетучий

-

Давление паров по Рейду ниже 179 кПа

Не выше 2 °С (35 °F) в исходном закрытом контейнере

Умеренно летучий

Не выше 120 °С (250 °F)

-

Не выше 18 °С (65 °F) в исходном закрытом контейнере

Умеренно летучий и вязкий

Не выше 120 °С (250 °F)

Вязкость слишком высокая при температуре 18 °С (65 °F)

Минимальная температура, при которой образец становится достаточно текучим

Нелетучий

Свыше 120 °С (250 °F)

-

От -18 до +90 °С (от 0 до 195 °F) или как удобно

Смеси с ненефтяными продуктами

-

-

(15 ±0,2) °С/(60 ±0,5) °F/

Примечание - Таблицы корректировки объема и плотности, относительной плотности (удельного веса), плотности в градусах API основаны на усредненных коэффициентах расширения типичных веществ. Так как эти коэффициенты используются в таблицах пересчета [2], поправки, введенные в том же интервале температур, приводят к минимальной ошибке, возникающей в результате возможного различия коэффициентов расширения испытуемого продукта и стандартных коэффициентов при температурах, отличающихся от 15 °С (60 °F).

6.1. Проверяют температуру испытуемого образца в соответствии с требованиями безопасности. Доводят цилиндр ареометра (примечание к 6.6) и термометр приблизительно до температуры испытуемого образца.

6.2. Образец переносят в чистый цилиндр ареометра, не проливая, чтобы избежать образования воздушных пузырьков и сократить до минимума испарение компонентов с более низкой температурой кипения. Высоколетучие образцы переносят в цилиндр с помощью вытеснения или сифонирования (примечание). Прежде, чем погружают ареометр, удаляют образовавшиеся пузырьки воздуха, если они собрались на поверхности образца, касаясь их чистой фильтровальной бумагой.

Примечание - Образцы с высокой летучестью, содержащие спирты или другие водорастворимые вещества, переносят с помощью сифонирования.

6.3. Помещают цилиндр с образцом в вертикальном положении в место, защищенное от ветра. Следят за тем, чтобы температуpa образца значительно не менялась во время испытания; в этот период температура окружающей среды не должна изменяться более чем на 2 °С (5 °F). Если испытание проводят при температуре выше или ниже комнатной температуры, используют баню с постоянной температурой.

6.4. Аккуратно погружают ареометр в испытуемый образец. Не допускается намокание стержня выше уровня погружения ареометра в жидкость, так как жидкость на стержне влияет на показания. Образец непрерывно перемешивают термометром таким образом, чтобы ртутный столбик был полностью погружен, а стержень ареометра не намокал выше уровня погружения. Как только получена стабильная температура, ее записывают с точностью до 0,25 °С (0,5 °F) и затем удаляют термометр.

6.5. Ареометр погружают приблизительно на два деления в жидкость, а затем отпускают. При испытании маловязких образцов легким вращательным движением добиваются, чтобы ареометр не приближался к стенкам цилиндра. Выжидают, чтобы ареометр остановился, и все пузырьки воздуха поднялись на поверхность. В частности, это необходимо при испытании более вязких образцов.

6.6. Когда ареометр в состоянии покоя плавает далеко oт стенок цилиндра (см. примечание), считывают показания шкалы ареометра с точностью до 0,0001 при измерении относительной плотности (удельного веса) или плотности, или до 0,05 ° API для плотности в градусах API. Верным показанием ареометра является точка на шкале ареометра, где поверхность жидкости разделяет эту шкалу. Эту точку определяют, глядя слегка ниже уровня жидкости и медленно поднимая взгляд до тех пор, пока поверхность жидкости будет представлять эллипс неправильной формы, а затем прямую линию, разделяющую шкалу ареометра (рисунок 1).

Примечание - Если используют пластмассовый цилиндр, удаляют электростатический заряд. Статическое электричество, часто образующееся при использовании таких цилиндров, может препятствовать свободному положению ареометра в жидкости.

1 - жидкость; 2 - точка съема показаний; 3 - горизонтальная поверхность жидкости; 4 - основание мениска

Рисунок 1 - Показание шкалы ареометра для прозрачных жидкостей

1 - жидкость; 2 - точка съема показаний; 3 - горизонтальная поверхность жидкости; 4 - основание мениска

Рисунок 2 - Показание шкалы ареометра для непрозрачных жидкостей

6.7. При испытании непрозрачных жидкостей смотрят немного ниже плоской поверхности жидкости и определяют точку на шкале ареометра, до которой поднимается образец. Это показание, определяемое на верхней части мениска, требует поправки, так как ареометры калибруют на снятие показаний по основной поверхности жидкости. Поправку для конкретно используемого ареометра можно определить, отмечая максимальную высоту на шкале ареометра над основной поверхностью жидкости, до которой поднимается продукт, когда ареометр погружается в прозрачный продукт с поверхностным натяжением, аналогичным поверхностному натяжению испытуемого образца (рисунок 2).

Примечание - Можно применять поправки, указанные в таблице 1.

6.8. Сразу после считывания значения на шкале ареометра снова осторожно перемешивают образец термометром так, чтобы его ртутный столбик был полностью погружен в образец. Отмечают температуру образца с точностью до 0,2 °С (0,5 °F). Если эта температура отличается от предыдущего показания более чем на 0,5 °С (1 °F), вновь проводят определение ареометром и затем снятие показаний термометра до тех пор, пока температура не станет стабильной в пределах 0,5 °С (1 °F).

Примечание - Если ареометры со свинцовыми грузилами, залитыми воском, использовались при температуре выше 38 °С (100 °F), после применения их оставляют стекать и охлаждаться в вертикальном положении.

7.1. Вводят соответствующие поправки к показаниям термометра (для шкалы или шарика) и ареометра (шкала). При испытании непрозрачных образцов вводят соответствующую поправку к показанию ареометра, как указано в 6.7. Записывают скорректированное показание шкалы ареометра с точностью 0,0001 плотности или относительной плотности (удельного веса) или 0,1 С° АРI. После применения соответствующих поправок записывают с точностью 0,5 °С или 1 °F средние температуры, наблюдаемые непосредственно до и после окончательного снятия показания ареометра.

Примечание - Показания ареометра при температурах, отличающихся от стандартной температуры калибровки (15 °С или 60 °F), следует рассматривать только как показания шкалы, так как они меняются в зависимости от температуры.

7.2. Для получения скорректированных значений (7.1.) стандартной температуры следует применять таблицы измерения параметров нефти и нефтепродуктов [2].

7.2.1. При применении ареометра, снабженного шкалой плотности, используют таблицы 53 А и 53 В для получения плотности при 15 °С.

7.2.2. При применении ареометра, откалиброванного для определения относительной плотности (удельного веса), используют таблицы 23 А и 23 В для получения относительной плотности (удельного веса) 60/60 °F.

7.2.3. При применении ареометра, снабженного шкалой плотности в градусах API, используют таблицы 5 А и 5 В для получения плотности в градусах API.

7.3. Когда значение получено ареометром со шкалой в одной из единиц, указанных выше, а результат требуется выразить в других единицах, пересчет значений одной системы единиц в другую производят с помощью соответствующих международных таблиц (том XI/XII) [2]: 51 - плотности при 15 °С; 21 - относительной плотности (удельного веса) 60/60 °F; 3 - плотности в градусах API.

7.4. Результат испытания записывают как плотность в килограммах на литр при 15 °С или относительную плотность (удельный вес) при 60/60 °F, или плотность в градусах API.

8.1. Точность метода, полученная статистическим исследованием межлабораторных результатов испытания, приведена в 8.1.1 и 8.1.2.

8.1.1. Сходимость

Расхождение между двумя результатами определения, полученными одним оператором, на одной аппаратуре, при одинаковых условиях, на идентичном исследуемом материале, при обычном и правильном выполнении метода испытания может превышать указанные в таблице 4 значения только в одном случае из двадцати.

8.1.2. Воспроизводимость

Расхождение между двумя единичными и независимыми результатами испытания, полученными разными операторами, работающими в разных лабораториях, на идентичном исследуемом материале, при обычном и правильном исполнении метода испытания может превышать указанные в таблице 4 значения только в одном случае из двадцати.

Таблица 4

Продукт

Температурный диапазон

Показатель

Сходимость

Воспроизводимость

Прозрачный невязкий

От -2 °С

до +24,5 °С

Плотность

0,0005

0,0012

От 29 до 76 °F

Относительная плотность (удельный вес)

0,0005

0,0012

От 42 до 78 °F

Плотность в градусах API

0,1

0,3

Непрозрачный

От -2 °С

до +24,5 °С

Плотность

0,0006

0,0015

От 29 до 76 °F

Относительная плотность (удельный вес)

0,0006

0,0015

От 42 до 78 °F

Плотность в градусах API

0,2

0,5

8.1.3. Для очень вязких нефтепродуктов и условий, не соответствующих указанным в 8.1.1. и 8.1.2., точностные характеристики не установлены.

8.2. Отклонение

Для данного метода испытания формулировку отклонения разрабатывают.

(обязательное)

A.1 Нефтяные жидкости

Нефтяные жидкости воспламеняемы, пары вредны. Жидкости необходимо хранить вдали от источников тепла, искр и открытого пламени. Контейнер должен быть закрытым. Вентиляция должна быть достаточной. Следует избегать длительного вдыхания паров и длительного или повторного контакта с кожей.

1 АSТМД 323 Метод определения давления насыщенных паров нефтепродуктов (метод Рейда)

2 АSТМД 1250 Стандартное руководство по применению таблиц измерения параметров нефти и нефтепродуктов

3 Е 1 Спецификация термометров ASTM

4 Е 100 Спецификация ареометров ASTM

5 ТУ 25-2021.003-88 Термометры ртутные стеклянные лабораторные

Ключевые слова: нефть, нефтепродукты, ареометр, плотность, термометры, баня, цилиндры, сходимость, воспроизводимость

snipov.net

Определение плотности ареометром (нефтеденсиметром).

Ареометром определяют плотность нефтей, светлых и тёмных нефтепродуктов и масел, а также более вязких нефтепродуктов, не выделяющих осадка при разбавлении. Определение плотности летучих нефтепродуктов (например, петролейного эфира, газового конденсата) ареометром не рекомендуется.

Ареометры подбирают таким образом, чтобы при погружении в анализируемые нефти (нефтепродукты) они не тонули и не всплывали бы выше той части, где нанесена градуировочная шкала плотности. Определение плотности ареометром основано на законе Архимеда.

Ареометры нефтепродуктов или денсиметры производят трех исполнений (фото 2). У ареометров первого исполнения (АНТ-1) цена деления шкалы равна 0,5 кг/м3, у ареометров второго и третьего исполнения (АНТ-2 и АН) – 1 кг/м3. У ареометров первого и второго исполнения есть встроенный термометр с диапазонами измерения температуры от -20 до +40 0С. Ареометр АН термометра не имеет.

Для испытуемого нефтепродукта используют ареометр с соответствующим диапазоном шкалы, например: для бензинов – 640-780, для керосинов – 765-855, для дизельных топлив – 770-870. Затем подбирают цилиндр, чтобы его высота обеспечивала погружение ареометра при этом ареометр не касался дна цилиндра. Обычно для АНТ-1 используют цилиндры высотой 50см, для АНТ-2 – 35 см.

Фото 2. Ареометры для нефтепродуктов. 1 – шкала плотности; 2 – шкала температуры; 3 – груз; 4 – стеклянная полая трубка.

 

Нефтеденсиметр (ареометр) 1 представляет собой полый стеклянный поплавок с балластом (как правило металлическая дробь) внизу и тонкой стеклянной трубкой сверху, в которой помещена шкала плотности 2 (рис. 5). В стеклянный цилиндр 5 (рис.6) вместимостью 250-500 мл осторожно наливают нефтепродукт.

Рис. 5. Определение плотности ареометром. Рис. 6. Лабораторный цилиндр

Масса ареометра заранее известна и точно отрегулирована.

Перед определением плотности анализируемую пробу нефти (нефтепродукта) выдерживают при температуре окружающей среды с тем, чтобы проба приняла эту температуру.

Плотность определяют следующим образом. В чистый сухой стеклянный (рис. 6) или металлический цилиндр диаметром не менее 5 см, установленный на прочной подставке, осторожно по стенке или по стеклянной палочке наливают нефть (нефтепродукт) с таким расчётом, чтобы при погружении ареометра анализируемая проба не переливалась через края цилиндра.

Затем чистый и сухой ареометр медленно и осторожно опускают в нефть (нефтепродук), держа его за верхний конец. После того как ареометр установится и прекратятся его колебания, проводят отсчёт значения плотности по верхнему краю мениска. При этом глаз исследователя должен находится на уровне мениска (рис. 5).

Одновремено определяют температуру нефтепродукта по термометру ареометра или дополнительному термометру.

Отсчёт по шкале ареометра даёт плотность нефти (нефтепродукта) при температуре анализа. Для приведения найденной плотности к плотности при нормальной температуре пользуются формулой:

Похожие статьи:

poznayka.org

МИ 2969-2006 ГСИ. Плотность нефти. Методика выполнения измерений ареометром в блоке измерений показателей качества нефти при учетных операциях на СИКН № 202 НГДУ "Азнакаевскнефть" ОАО "Татнефть"

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

28.12.2005 г.

РЕКОМЕНДАЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

ПЛОТНОСТЬ НЕФТИ

Методика выполнения измерений ареометром

в блоке измерений показателей качества нефти при учетных операциях СИКН № 202 НГДУ «Азнакаевскнефть» ОАО «Татнефть»

МИ 2969-2006

Казань 2005

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 пересчета показаний ареометра к условиям измерений плотности плотномером и стандартным условиям

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 28 декабря 2005 г.

АТТЕСТОВАНА               ФГУП ВНИИР 28 декабря 2005 г. Свид. № 161806-05

ЗАРЕГИСТРИРОВАНА   ФГУП ВНИИМС 16 января 2006

ВВЕДЕНА ВПЕРВЫЕ

ГОСУДАРСТВЕННАЯ СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЕДИНСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

ПЛОТНОСТЬ НЕФТИ

Методика выполнения измерений ареометром в блоке измерений показателей качества нефти при учетных операциях СИКН № 202 НГДУ «Азнакаевскнефть» ОАО «Татнефть»

МИ 2969-2006

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 № 202 НГДУ «Азнакаевскнефть» ОАО «Татнефть (далее - МВИ).

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

Нормы погрешностей измерений по настоящей рекомендации соответствуют нижеприведенным значениям, в кг/см3:

- систематическая погрешность: незначима;

- доверительные границы погрешности МВИ (расширенная неопределенность): ± 0,7.

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 термостатируемый, внутренним диаметром не менее 45 мм и высотой не менее 520 мм.

2.1.3. Термометры ртутные стеклянные типа ТЛ-4 по ГОСТ-28498 с ценой деления 0,1°С и пределами допускаемой абсолютной погрешности: ± 0,2°С.

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

2.1.5 Мешалка.

2.2. Допускается применение других средств измерений с аналогичными или лучшими характеристиками.

Сущность метода заключается в погружении ареометра в испытуемую пробу нефти, снятии показаний по шкале ареометра при температуре измерений и пересчете показаний ареометра 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 843 до 890;

вязкость в рабочем диапазоне температуры, сСт                                            от 8 до 24;

массовая доля воды, %, не более                                                                      0,5;

давление насыщенных паров, кПа, не более                                                   66,7.

5.4 Условия выполнения измерений:

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

давление нефти в СИКН, МПа                                                                          от 0,4 до 1,0;

режим работы СИКН                                                                                         непрерывный.

5,5. Пробу нефти отбирают постепенно в течение двух - трех минут в термостатируемый цилиндр в БИК.

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 и термометр, моют нефрасом и сушат на воздухе.

6.6. Вынимают ареометр и повторяют операции по 6.2 - 6.5.

7.1. Значения плотности нефти по показаниям ареометра при первом и повторном измерениях плотности пробы нефти приводят к условиям измерений объема (плотности) нефти по формулам:

,                                      (1)

,                                    (2)

где ρ1 tp, ρ2 tP - значения плотности нефти по показаниям ареометра, пересчитанные к условиям измерений объема (плотности) нефти, кг/м3;

ρ1, ρ2 - показания ареометра при первом и повторном измерениях (с учетом поправки на мениск при использовании ареометров, отградуированного по нижнему мениску), кг/м3;

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

t1, t2 - значения температуры испытания 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 приведения, °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.

7.2. При разности между значениями температуры измерений и приведения, превышающей 10°С, для пересчета показаний ареометра используют программу «Расчет плотности» по МИ 2632.

7.3. Расхождение между приведенными к одинаковым условиям значениями плотности нефти не превышает 0,6 кг/м3. В противном случае операции по 5.5 и разделу 6 настоящей рекомендации повторяют.

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

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

7.6. Вычисляют средние арифметические значения по приведенным значениям плотности, определенным по 7.1, 7.4, 7.5. Так как систематическая погрешность МВИ согласно разделу 1 настоящей рекомендации незначима, то оставляют эти результаты без изменений.

7.7. Значения плотности, определенные по 7.6, округляют до четырех значащих цифр и представляют в виде числового значения измеряемой величины с указанием погрешности МВИ (расширенной неопределенности), равной: ±0,7 кг/м3 согласно разделу 1. Пример пересчета показаний ареометра приведен в Приложении А настоящей рекомендации.

7.8. В случае изменения условий выполнения измерений и подготовки к ним, указанных в разделе 5, оценку правильности и прецизионности метода измерений осуществляют в соответствии с ГОСТ Р ИСО 5725.

8.1. Результаты показаний ареометра, пересчитанные к условиям измерений объема и к стандартным условиям, записывают в «Паспорт качества нефти» и в «Акт приема-сдачи нефти» по формам, приведенным в приложениях к «Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти».

8.2. Результаты показаний ареометра, пересчитанные к условиям измерений поточного плотномера в БИК, записывают в журнал контроля метрологических характеристик средств измерений при контроле метрологических характеристик поточного плотномера.

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

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

ρ2= 865,2 кг/м3 при температуре испытания t2 = 21,8° C.

Температура и давление приведения, к которым пересчитывают показания ареометра, равны:

t = 21,9 °С и Р = 0,72 МПа.

А.1. Определяют по таблице А.1 приложения А МИ 2153 коэффициенты объемного расширения β1 (при ρ1 = 864,9 кг/м3 и t1 = 21,7°С) и β2 (при ρ2 = 865,2 кг/м3 и t2 = 21,8°С), Определено: β1 = β2 = 0,000818° С-1.

А.2. Так как разность значений температуры испытания и приведения менее 10°С, то по формулам (1) и (2) пересчитывают показания ареометра к условиям измерений плотномера:

В этих формулах γ1 = γ2 = 0,000718 МПа-1 (определено по таблице А.2 МИ 2153).

А.3. Разность значений плотности: 865,54 - 865,17 = 0,37 кг/м3 < 0,6 кг/м3. Условие сходимости соблюдено.

А.4. Вычисляют среднее арифметическое значение плотности:

ρtP = (865,54 + 865,17)/2 = 865,36 кг/м3.

А.5. Определяют по таблице Б.1 МИ 2153 значение плотности при 20°С.

ρ1,20 = 866,06 кг/м3, ρ2,20 = 866,44 кг/м3.

А.6. Вычисляют среднее арифметическое значение при 20°С:

ρ20 = (866,06 + 866,44)/2 = 866,25 кг/м3.

А.7. Определяют по таблице Б.2 МИ 2153 значения плотности к 15°С:

ρ1,15 = 869,59 кг/м3, ρ2,15 = 869,96 кг/м3.

А.8. Вычисляют среднее арифметическое значение при 15°С:

ρ15 =(869,59+ 869,96)/2 = 869,78 кг/м3.

А.9. Округляют полученные результаты до четырех значащих цифр и представляют приведенные значения плотности в виде:

ρtP = (865,4 ± 0,7) кг/м3для ( t = 21,9° C и Р = 0,72 МПа),

ρ20 = (866,3 ± 0,7) кг/м3для ( t = 20°С и Р = 0 МПа),

ρ15 = (869,8 ± 0,7) кг/м3 для ( t - 15°С и Р = 0 МПа).

1. ГОСТ Р 8.563-96 Государственная система обеспечения единства измерений. Методики выполнения измерений.

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

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

4. ГОСТ 28498-90 Термометры жидкостные стеклянные. Общие технические требования. Методы испытаний.

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

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

7. МИ 2153-2004 ГСИ. Плотность нефти. Требования к методикам выполнения измерений ареометром при учетных операциях.

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

9. РМГ 43-2001 ГСИ. Применение «Руководства по выражению неопределенности измерений».

10. «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.

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

12. ППБ 01-03 Правила пожарной безопасности в Российской Федерации.

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

Еще документы скачать бесплатно

www.gosthelp.ru