ГОСТ Р ИСО 3675-2007

Группа Б29

     

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

НЕФТЬ СЫРАЯ И НЕФТЕПРОДУКТЫ ЖИДКИЕ

Лабораторный метод определения плотности с использованием ареометра

Crude petroleum and liquid petroleum products.
Laboratory hydrometer method for determination of density

ОКС 75.080

ОКСТУ 0209

Дата введения 2008-07-01

     

Предисловие

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

    Сведения о стандарте

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

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

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 4 сентября 2007 г. N 225-ст

4 Настоящий стандарт идентичен международному стандарту ИСО 3675:1998 "Сырая нефть и жидкие нефтепродукты. Лабораторное определение плотности. Метод с использованием ареометра" (ISO 3675:1998 "Crude petroleum and liquid petroleum products - Laboratory determination of density - Hydrometer method").

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

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

5 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

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

     1 Область применения

1.1 Настоящий стандарт устанавливает лабораторный метод определения плотности сырой нефти, жидких нефтепродуктов и смесей нефтяных и ненефтяных продуктов при температуре 15 °С, в обычных условиях являющихся жидкостями, давление паров которых по Рейду составляет 100 кПа или менее, с использованием стеклянного ареометра.

1.2 Настоящий стандарт можно использовать для определения плотности подвижных прозрачных жидкостей. Он также распространяется на вязкие жидкости, плотность которых определяют при температурах, превышающих температуру окружающей среды, с использованием соответствующей жидкостной бани в качестве термостата.

1.3 Настоящий стандарт также можно использовать для определения плотности непрозрачных жидкостей путем считывания показаний шкалы ареометра при совпадении верхнего края мениска со стержнем ареометра и введением поправки из таблицы 1 (11.2).

1.4 Поскольку для точного считывания ареометры градуируют при заданной температуре, показания шкалы ареометра, полученные при других значениях температуры, являются только показаниями данного прибора, а не значениями плотности при этих температурах.

Примечание 1 - Точность измерения плотности летучих и/или парафинистых сырых масел, содержащих свободную и/или взвешенную воду и осадок, определяемая методами, представленными в настоящем стандарте, может оказаться меньше точности, получаемой на основе данных по точности, приведенных в разделе 13. Это связано с возможной потерей легких фракций во время перемешивания проб. Тем не менее, перемешивание проб необходимо для того, чтобы испытуемая порция, поступающая в цилиндр ареометра, была по возможности представительной пробой основного количества образца. В разделе 7 представлены способы, позволяющие свести к минимуму такие потери легких фракций.

Примечание 2 - Значения плотности при температуре 15 °С могут быть переведены с использованием таблиц стандартных измерений в эквивалентные значения плотности или относительной плотности в градусах Американского нефтяного института, так что измерения могут проводиться в системе единиц, удобной для применения в конкретном месте.

Настоящий стандарт не ставит своей целью решить все вопросы безопасности, связанные с его использованием. Пользователь стандарта несет ответственность за установление соответствующих мер безопасности и охраны здоровья и определяет возможность использования упомянутых ограничений перед применением стандарта.

     2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие международные стандарты:

ИСО 91-1:1992 Таблицы измерений параметров нефти. Часть 1. Таблицы, основанные на стандартных температурах 15 °С и 60 °F

ИСО 649-1:1981 Лабораторная стеклянная посуда. Ареометры для определения плотности общего назначения. Часть 1. Спецификация

ИСО 3170:1988 Нефтяные жидкости. Руководство по ручному отбору проб

ИСО 3171:1988 Нефтяные жидкости. Автоматический отбор проб из трубопровода

     3 Термины и определения

В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 плотность (density): Отношение массы вещества к занимаемому им объему, выражаемое в килограммах на кубический метр либо в граммах на кубический сантиметр, при температуре 15 °С и давлении 101,325 кПа.

3.2 температура помутнения (cloud point): Температура, при которой происходит помутнение жидкости вследствие появления кристаллов парафина при ее охлаждении в заданных условиях.

3.3 температура начала кристаллизации (wax appearance temperature; WAT): Температура, при которой образуется твердая фаза парафина при охлаждении в заданных условиях нефти или нефтепродуктов.

3.4 температура потери текучести (pour point): Наименьшая температура, при которой проба нефти или нефтепродукта продолжает оставаться подвижной при ее охлаждении в заданных условиях.

     4 Сущность метода

Температуру образца доводят до заданной температуры, затем образец помещают в цилиндр для ареометра, температура которого приблизительно такая же. Соответствующий ареометр, температура которого также приблизительно равна температуре образца, погружают в испытуемый образец так, чтобы ареометр свободно плавал. После достижения температурного равновесия считывают показания ареометра, записывают температуру испытуемого образца, а снятое показание переводят в соответствующее значение для температуры 15 °С, используя таблицы стандартных измерений. В случае необходимости, для исключения чрезмерных колебаний температуры во время проведения испытаний цилиндр для ареометра и его содержимое помещают в термостат.

     5 Аппаратура

5.1 Цилиндр для ареометра из прозрачного стекла, пластика или металла, внутренний диаметр которого не менее чем на 25 мм больше наружного диаметра ареометра (5.2); высота цилиндра должна быть такой, чтобы ареометр плавал в испытуемой порции образца, причем зазор между дном ареометра и дном цилиндра составлял не менее 25 мм. Пластиковый материал, используемый в конструкции цилиндров для ареометра, должен быть стойким к обесцвечиванию или к воздействию испытуемых проб и не должен оказывать влияния на их свойства. Кроме того, цилиндры не должны становиться непрозрачными при продолжительном воздействии на них света.

Примечание - Для удобства слива нефтепродукта цилиндр может иметь носик на горлышке.

5.2 Ареометры стеклянные, градуированные в единицах плотности, соответствующие ИСО 649-1 и требованиям, приведенным в таблице 1 (см. также приложение А).

Таблица 1 - Требования к ареометрам

5.3 Термостат, используемый в случае необходимости, размеры которого позволяют полностью поместить в него цилиндр для ареометра с испытуемой порцией образца так, чтобы уровень нефтепродукта в цилиндре находился ниже уровня поверхности жидкости в бане. Система регулирования температуры должна обеспечивать поддержание температуры с точностью ±0,25 °С в течение всего периода проведения испытания.

5.4 Термометр, диапазон измерений, деления шкалы и максимальная допустимая погрешность шкалы которого приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Требования к термометрам

Примечание 1 - Рекомендуется использовать термометры IP 39C и IP 64C/ASTM 12С.

Примечание 2 - При условии, что полная погрешность отградуированной системы не превышает погрешность измерений стеклянных жидкостных термометров, можно использовать термометры сопротивления.

5.5 Стеклянная или пластиковая мешалка, длина которой составляет приблизительно 450 мм.

     6 Отбор проб

Пробы должны отбирать в соответствии с ИСО 3170 и ИСО 3171 или в соответствии с национальным стандартом.

Примечание - Если при отборе проб летучих жидкостей автоматизированным методом для сбора проб и их транспортирования в лабораторию не используют пробоотборник с регулируемым объемом, возможны потери легких фракций, что влияет на точность измерений плотности.

     7 Подготовка проб

     7.1 Перемешивание проб

Образец испытуемой пробы по возможности должен быть представительным, при этом может потребоваться ее перемешивание. При перемешивании для сохранения целостности пробы необходимо соблюдать осторожность.

Перемешивание летучих сырых нефтей и нефтепродуктов, содержащих осадки и/или воду, а также нагревание парафинистых летучих сырых нефтей или нефтепродуктов может привести к потере легких фракций. Инструкции о том, как обрабатывать различные продукты и сводить к минимуму потери легких фракций, приведены в 7.1.1-7.1.4.

7.1.1 Летучие сырые нефти и нефтепродукты, давление паров которых по Рейду выше 50 кПа

Для сведения к минимуму потерь легких фракций по возможности перемешивают пробу в контейнере для хранения проб и в закрытой системе.

Примечание - Перемешивание летучих проб в открытых контейнерах приведет к потере легких фракций и повлияет на значение измеряемой плотности.

7.1.2 Парафинистые сырые нефти

Если температура, при которой сырая нефть теряет текучесть, выше 10 °С или если температура ее помутнения или температура начала кристаллизации (3.3) выше 15 °С, перед перемешиванием нагревают пробу до температуры на 9 °С выше температуры, при которой она теряет текучесть, или до температуры на 3 °С выше температуры ее помутнения или температуры начала кристаллизации. Для сведения к минимуму потерь легких фракций по возможности перемешивают пробу в исходном контейнере или в закрытой системе.

7.1.3 Дистилляты, содержащие парафины

Перед перемешиванием нагревают пробу до температуры на 3 °С выше температуры ее помутнения или температуры начала кристаллизации.

7.1.4 Остаточное нефтяное топливо

Перед перемешиванием нагревают пробу до температуры, при которой проводят испытания (7.2.1 и примечание 2 в 7.2.1).

     7.2 Температура испытания

7.2.1 Доводят пробу до температуры, при которой она остается жидкой, но не настолько высокой, чтобы испарялись легкие фракции, и не настолько низкой, чтобы происходило выпадение кристаллов парафина.

Примечание 1 - Плотность, измеренная ареометром при стандартной температуре, равной или почти равной 15 °С, является наиболее точной.

Примечание 2 - Показание ареометра считывают при температуре, соответствующей физико-химическим характеристикам испытуемых продуктов. Эту температуру, как правило, выбирают близкой к стандартной температуре 15 °С. Если плотность используют при основных измерениях нефти (масла), испытания рекомендуется проводить при температуре основного количества нефти с точностью ±3 °С, что сводит к минимуму ошибки за счет корректировки объема.