РМГ 86-2009

Группа Т86.2

     

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО МЕЖГОСУДАРСТВЕННОЙ СТАНДАРТИЗАЦИИ

     

Государственная система обеспечения единства измерений

     

МАССА НЕФТИ
МЕТОДИКА ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ В ВЕРТИКАЛЬНЫХ РЕЗЕРВУАРАХ В СИСТЕМЕ МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА

Основные положения

State system for ensuring the uniformity of measurements. Mass of petroleum. Measurement procedure in vertical tanks in the main petrowire systems. Basic propositions

МКС 17.020

Дата введения 2010-01-01

     

Предисловие

Цели, основные принципы и основной порядок проведения работ по межгосударственной стандартизации установлены ГОСТ 1.0-92 "Межгосударственная система стандартизации. Основные положения" и ГОСТ 1.2-97 "Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосударственные, правила, рекомендации по межгосударственной стандартизации. Порядок разработки, принятия, обновления и отмены"

    Сведения о стандарте

1 РАЗРАБОТАН Федеральным государственным унитарным предприятием "Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии" (ФГУП ВНИИР)

2 ВНЕСЕН Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии

3 ПРИНЯТЫ Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол N 36 от 26 января 2009 г.)

За принятие проголосовали:

4 Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 18 июня 2009 г. N 195-ст рекомендации по межгосударственной стандартизации РМГ 86-2009 введены в действие в качестве рекомендаций по метрологии Российской Федерации с 1 января 2010 г.

5 Настоящие рекомендации разработаны на основе рекомендации по метрологии Российской Федерации МИ 2951-2005 "Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти. Методика выполнения измерений в вертикальных резервуарах в системе магистрального нефтепроводного транспорта"

6 ВВЕДЕНЫ ВПЕРВЫЕ

Информация о введении в действие (прекращении действия) настоящих рекомендаций публикуется в информационном указателе "Национальные стандарты".
     
     Информация об изменениях к настоящим рекомендациям публикуется в информационном указателе "Национальные стандарты", а текст изменений - в информационных указателях "Национальные стандарты". В случае пересмотра или отмены настоящих рекомендаций соответствующая информация будет опубликована в информационном указателе "Национальные стандарты"

     1 Область применения

1.1 Настоящие рекомендации распространяются на вертикальные стальные цилиндрические резервуары типов РВС, РВСП, РВСПК и на железобетонные резервуары цилиндрической и прямоугольной формы типов ЖБР, ЖБРП, ЖБРПК (далее - резервуары) номинальной вместимостью до 50000 м.

1.2 Рекомендации устанавливают методику выполнения измерений массы товарной нефти (далее - нефть) в резервуарах при проведении учетных операций в системе магистрального нефтепроводного транспорта ОАО "АК "Транснефть", включая прием нефти от грузоотправителей и сдачу ее грузополучателям.

     2 Нормативные ссылки

В настоящих рекомендациях использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 8.570-2000 Государственная система обеспечения единства измерений. Резервуары стальные вертикальные цилиндрические. Методика поверки

ГОСТ 12.1.005-88 Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны

ГОСТ 12.1.007-76 Система стандартов безопасности труда. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности

ГОСТ 2477-65 Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды

ГОСТ 2517-85 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб

ГОСТ 3900-85 Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности

ГОСТ 6370-83 Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей

ГОСТ 7502-98 Рулетки измерительные металлические. Технические условия

ГОСТ 21534-76 Нефть. Методы определения содержания хлористых солей

Примечание - При пользовании настоящими рекомендациями целесообразно проверить действие ссылочных стандартов по информационному указателю "Национальные стандарты", составленному по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный стандарт заменен (изменен), то при пользовании настоящими рекомендациями следует руководствоваться заменяющим (измененным) стандартом. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

     3 Термины и определения

3.1 В настоящих рекомендациях применены следующие термины с соответствующими определениями:

3.1.1 товарная нефть (нефть): Нефть, подготовленная к поставке потребителю в соответствии с требованиями [1].

3.1.2 масса брутто нефти: Общая масса нефти, включающая массу балласта.

3.1.3 масса балласта: Общая масса воды, хлористых солей и механических примесей в нефти.

3.1.4 масса нетто нефти: Разность массы брутто нефти и массы балласта.

3.1.5 учетная операция: Операция, проводимая поставщиком и потребителем (или сдающей и принимающей сторонами) с целью определения массы нефти для последующих расчетов, а также при инвентаризации и арбитраже.

3.1.6 методика выполнения измерений массы продукта: Совокупность операций и правил, выполнение которых обеспечивает получение результатов измерений массы продукта с установленной погрешностью (неопределенностью).

Примечание - В 3.1.6-3.1.10 термин "продукт" следует понимать как нефть.

3.1.7 косвенный метод статических измерений массы продукта: Метод, основанный на измерениях плотности и объема продукта в мерах вместимости (мерах полной вместимости).

3.1.8 мера вместимости: Средство измерений объема продукта, имеющее свидетельство о поверке и утвержденную градуировочную таблицу (резервуары, железнодорожные цистерны, танки наливных судов).

3.1.9 базовая высота резервуара: Расстояние по вертикали от точки касания днища грузом рулетки до верхнего края измерительного люка или до риски направляющей планки измерительного люка.

3.1.10 стандартные условия: Условия, соответствующие температуре продукта 15 °С или 20 °С и избыточному давлению, равному нулю.

3.2 В настоящих рекомендациях использованы следующие сокращения:

РВС - резервуары вертикальные стальные со стационарной крышей;

РВСП - резервуары вертикальные стальные со стационарной крышей и понтоном;

РВСПК - резервуары вертикальные стальные с плавающей крышей;

ЖБР - резервуары железобетонные цилиндрические;

ЖБРП - железобетонные резервуары прямоугольные;

ЖБРПК - железобетонные резервуары с плавающей крышей.

     4 Характеристики погрешности измерений, выполняемых по методике измерений

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений, выполняемой по методике, изложенной в настоящих рекомендациях, составляют:

- при массе брутто нефти не более 120 тонн:

±0,65% - при измерениях массы брутто нефти;

±0,75% - при измерениях массы нетто нефти;

- при массе брутто нефти свыше 120 тонн:

±0,50% - при измерениях массы брутто нефти;

±0,60% - при измерениях массы нетто нефти.

     5 Метод измерений

5.1 Рекомендации предусматривают применение косвенного метода статических измерений.

5.2 Массу брутто нефти в резервуаре вычисляют как произведение объема нефти и ее плотности, результат измерений которой приведен к условиям измерения объема, или объема и плотности нефти, результаты измерений которых приведены к стандартным условиям.

5.3 Массу брутто сданной (принятой) нефти вычисляют как разность массы брутто нефти в резервуаре на момент до проведения операции сдачи (приема) нефти и после ее окончания.

5.4 Массу нетто сданной (принятой) нефти вычисляют как разность массы брутто сданной (принятой) нефти и массы балласта.

5.5 Массу балласта вычисляют по значениям показателей качества нефти, характеризующих содержание в нефти воды, хлористых солей и механических примесей. Указанные показатели определяют в испытательной (аналитической) лаборатории по результатам испытаний объединенной пробы нефти, отобранной из заполненного резервуара.

     6 Средства измерений и вспомогательные устройства

6.1 Вертикальный резервуар как мера вместимости, поверенный и имеющий утвержденную градуировочную таблицу. Пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости:

- для стальных резервуаров - по ГОСТ 8.570;

- для железобетонных резервуаров - по [2].

6.2 Система измерений количества нефти в резервуарных (товарных) парках (далее - система измерений количества нефти), имеющая в своем составе следующие измерительные каналы:

6.2.1 Канал измерений уровня нефти на основе стационарного уровнемера с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±3 мм.

6.2.2 Канал измерений уровня подтоварной воды с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±3 мм.

6.2.3 Канал измерений температуры нефти на основе многоточечной системы преобразователей температуры с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±0,2 °С.

6.2.4 Блок (система) обработки информации с функциями приведения результатов измерений плотности к условиям измерений объема и (или) приведения результатов измерений объема и плотности к стандартным условиям. Пределы допускаемой относительной погрешности выполняемых вычислительных операций не более ±0,05%.