РМГ 88-2009 ГСИ. Масса нефти. Методика выполнения измерений в автомобильных цистернах в системе магистрального нефтепроводного транспорта. Основные положения

2 ВНЕСЕНЫ Управлением метрологии Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии Российской Федерации

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 197-ст рекомендации по межгосударственной стандартизации РМГ 88-2009 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 2953-2005 "Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти. Методика выполнения измерений в автомобильных цистернах 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"

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

Примечание - В 3.1-3.6 термин "продукт" следует понимать как нефть.

3.2 прямой метод статических измерений массы продукта: Метод, основанный на прямых измерениях массы продукта статическим взвешиванием в автомобильных цистернах.

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

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

3.5 мера полной вместимости: Средство измерений объема продукта, имеющее свидетельство о поверке и оснащенное указателем уровня наполнения (автоцистерны, прицепы-цистерны, полуприцепы-цистерны).

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

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

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

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

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

4.1 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений, выполняемых в соответствии с настоящими рекомендациями, составляют:

- для прямого метода статических измерений:

±0,40% - при измерениях массы брутто нефти,

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

- для косвенного метода статических измерений:

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

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

5.1 Для измерений массы нефти в цистернах применяют следующие методы:

- прямой метод статических измерений;

- косвенный метод статических измерений.

5.2 При прямом методе статических измерений массу брутто нефти в цистерне определяют как разность результатов взвешивания цистерны на автомобильных весах до заполнения нефтью и после заполнения.

5.3 При косвенном методе статических измерений массу брутто нефти в цистерне определяют как произведение объема нефти, принятой в цистерну, и плотности нефти, результат измерений которой приведен к условиям измерения объема.

5.4 Массу нетто нефти в цистерне определяют как разность массы брутто нефти и массы балласта, рассчитанной по результатам определения массовой доли воды, механических примесей и хлористых солей, полученным в испытательной (аналитической) лаборатории.

6.1 При выполнении измерений прямым методом статических измерений применяют:

6.2 При применении косвенного метода статических измерений применены следующие средства измерений:

6.3 Допускается применение других средств измерений аналогичного назначения, метрологические характеристики которых не уступают приведенным в данном разделе.

6.4 Средства измерений, применяемые при выполнении измерений, должны быть сертифицированы (аттестованы, внесены в государственный реестр) в стране применения и признаны странами - участниками приемо-сдаточных операций.

6.5 Применяемые средства измерений должны иметь действительные свидетельства о поверке или поверительные клейма.

7.1 К выполнению измерений допускают лиц, отвечающих следующим требованиям:

- прошедшие в установленном в нефтетранспортной организации порядке обучение и стажировку по специальности, получившие квалификацию товарного оператора не ниже четвертого разряда и имеющие допуск к самостоятельной работе;

- изучившие настоящие рекомендации, технологическую схему наливного пункта, эксплуатационную документацию на цистерны и средства измерений и вспомогательные устройства, применяемые при выполнении измерений.

8.1 При выполнении измерений массы нефти в цистернах возможно наличие следующих опасных и вредных производственных факторов:

- образование взрывоопасной среды.

Смесь паров нефти с воздухом по степени взрывоопасности относится к категории IIА, группе Т3;

- загазованность воздуха рабочей зоны.

По степени воздействия на организм человека (токсичности) нефть, в зависимости от содержания в ней сероводорода, относится к 3-му классу опасности вредного вещества ("умеренно опасное") или 2-му классу опасности ("высокоопасное") по ГОСТ 12.1.007.

8.2 Для обеспечения взрывобезопасности при выполнении измерений применяемые средства измерений и вспомогательные устройства, относящиеся к категории электрооборудования, должны быть сертифицированы на соответствие требованиям к взрывобезопасности.

Переносные средства измерений и технические средства должны быть изготовлены из материалов, исключающих возможность образования искр при контакте с конструкционными элементами цистерны и их оборудования.

8.3 На территории наливного пункта по графику, утвержденному руководителем структурного подразделения, в установленных точках следует проводить контроль соответствия воздуха рабочей зоны санитарно-гигиеническим требованиям ГОСТ 12.1.007. Контроль проводят аттестованные работники с помощью переносных газоанализаторов.

Содержание вредных веществ в воздухе рабочей зоны не должно достигать уровня предельно допустимых концентраций, установленных в ГОСТ 12.1.005.

8.4 Минимальная освещенность на лестнице и технологической площадке не менее 10 лк, в местах измерения уровня нефти и отбора проб не менее 30 лк (комбинированное освещение с переносными светильниками).

В качестве переносных светильников следует применять аккумуляторные фонари напряжением не более 12 В во взрывобезопасном исполнении, включение и выключение которых должно выполняться вне взрывоопасной зоны наливного пункта (на расстоянии более 20 м по горизонтали и вертикали от места открытого налива).

8.5 Запрещается подавать на наливной пункт (заполнять нефтью) цистерны с неисправными сливными приборами, внутренними и наружными лестницами, крышками, гайками-барашками, с течью сливного прибора, без проушин на крышках для пломбирования, а также без резиновой прокладки на люке.

8.6 К выполнению измерений массы нефти допускают лиц не моложе 18 лет, не имеющих медицинских противопоказаний к работе на опасных производственных объектах, отвечающих установленным квалификационным требованиям, прошедших обучение и проверку знаний норм и правил безопасности труда.

8.7 Допущенные к выполнению измерений операторы должны знать технологическую схему наливного пункта. Схема должна находиться на рабочих местах операторов.

8.8 Операторы должны иметь одежду и обувь, изготовленные из материалов, не накапливающих статическое электричество в соответствии с требованиями ГОСТ 12.4.124, ГОСТ 27574, ГОСТ 27575. Обувь не должна иметь металлических накладок и гвоздей. Измерения отклонения уровня нефти от указателя уровня и отбор проб выполняют в резиновых перчатках.

8.9 При открытии измерительных люков, отборе проб и измерениях уровня нефти оператор должен находиться с наветренной стороны (стоять спиной к ветру). Работы следует проводить в присутствии наблюдающего (дублера).

Операторам запрещается проводить измерения уровня нефти и отбор проб во время грозы.

8.10 Для безопасной доставки проб нефти с наливного пункта в лабораторию переносить их следует в специальных тканевых сумках, надеваемых через плечо.

8.11 Для операторов, выполняющих измерения в соответствии с настоящей Рекомендацией, начальником подразделения должна быть разработана инструкция по охране труда, которую утверждает руководитель структурного подразделения. Рекомендации должны быть доведены до исполнителей под роспись.

9.1 Нефть по степени подготовки должна соответствовать техническим условиям [1].

В случае невыполнения указанного условия оператор должен сообщить о нарушениях начальнику приемо-сдаточного пункта (наливного пункта).

10.1 Перед наливом (приемом) нефти и выполнением измерений необходимо подготовить технологическую схему налива, при этом проверить:

- положение и техническое состояние запорной арматуры на подводящих трубопроводах, исправность наливных устройств, плотность соединений рукавов; обнаруженные несоответствия и нарушения должны быть немедленно устранены;

- подготовку цистерн к наливу (сливу);

- исправность средств измерений и технических средств; наличие свидетельств о поверке средств измерений; чистоту емкости для отбора объединенной пробы.

11.1 Выполнение измерений косвенным методом статических измерений

11.2 Выполнение измерений прямым методом статических измерений взвешиванием на весах

12.1 Обработку результатов измерений объема и массы нефти и необходимые расчеты выполняют с помощью системы обработки информации автоматически (с учетом данных, введенных оператором вручную). Допускается проводить обработку результатов вручную.

12.2 Алгоритмы и программы обработки данных результатов измерений должны быть аттестованы в порядке, установленном [2].

13.1 Протоколы измерений, выполненных средствами измерений, обеспечивающими автоматический ввод данных в систему обработки информации, хранят в распечатанном виде в деле. Форма протоколов - согласно установленной в компьютерной программе системы.

13.2 Результаты измерений, выполненных неавтоматизированными средствами измерений, фиксируют в журнале регистрации результатов измерений по формам, приведенным в приложении А.

13.3 На основании журналов регистрации результатов измерений оформляют акт приема-сдачи нефти.

14.1 Средства измерений должны иметь сертификаты об утверждении типа.

14.2 Средства измерений, применяемые при измерении массы нефти, подлежат поверке. Периодичность поверки - не реже одного раза в год.

14.3 Поверку автомобильных цистерн в случае использования косвенного статического метода измерений нефти проводят по [3].

А.1 Форма журналов регистрации результатов измерений массы нефти в автомобильной цистерне для наливных пунктов, применяющих прямой метод статических измерений

А.2 Форма журналов регистрации результатов измерений массы нефти в автомобильной цистерне для наливных пунктов, применяющих косвенный метод статических измерений

_______________

* При проведении операции приема нефти из цистерны указывается "принятой из цистерны".

Б.1 Измерение уровня нефти в цистерне

Выполняются процедуры в соответствии с 11.2.5.

Результат измерения отклонения уровня нефти от верхней полки указателя уровня 5 мм.

При недоливе нефти учитывают со знаком "минус".

Результат измерения -5 мм.

Б.2 Определение температуры нефти в резервуаре

Выполняются процедуры в соответствии с 11.1.10.

Результат измерения 12 °С.

Б.3 Определение объема нефти в цистерне

Объем нефти в цистерне , м, вычисляем по формуле (1), принимая:

- значение вместимости цистерны, указанное в свидетельстве о поверке 9,8 м;

- значение внутреннего диаметра горловины, приведенного в свидетельстве о поверке цистерны 1000 мм;

- отклонение уровня нефти от верхней полки указателя уровня -5 мм;

- температурный коэффициент линейного расширения материала стенки цистерны 12,5·101/°С;

- температура нефти в цистерне 12 °С.

(9,8-5·3,1416·1000·10/4)(1+3·12,5·10·(12-20))=9,793 м.

С учетом проведенного округления принимаем 9,79 м.

Б.4 Определение плотности нефти в цистерне

По результатам измерений значение плотности нефти, приведенное к условиям измерения объема нефти, составляет 850,0 кг/м.

Б.5 Определение массы брутто нефти, отпущенной в цистерну

Массу брутто нефти в цистерне , кг, вычисляют по формуле (2), принимая:

- объем нефти в цистерне 9,79 м;

- значение плотности нефти в цистерне, приведенное к условиям измерения объема 850,0 кг/м.

9,79·850·10=8,3215 т.

С учетом проведенного округления получаем 8,32 т.

Б.6 Определение массы нетто нефти в цистерне

Используя результаты испытаний нефти в объединенной пробе (значение массовой доли воды в нефти 0,2%; значение массовой доли механических примесей в нефти 0,018%; значение массовой доли хлористых солей в нефти 0,02%), , т, вычисляют по формуле (5):

• 8,32·(1-(0,2+0,018+0,02)/100)=8,3002 т.

С учетом проведенного округления 8,30 т.

В.1 Измерение массы нефти прямым методом статических измерений

В.2 Измерение массы нефти косвенным методом статических измерений

В.3 Пределы относительной погрешности измерений массы нетто нефти , %, вычисляют по формуле

,                      (B.4)

где - абсолютная погрешность измерения массовой доли воды в нефти, %;

- абсолютная погрешность измерения массовой доли механических примесей в нефти, %;

- абсолютная погрешность измерения массовой доли хлористых солей в нефти, %.

Значение при применении косвенных методов измерений массы нефти вычислено по формуле

,                                                     (В.5)

где - пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти косвенными методами, %.

При применении прямых методов измерений массы брутто нефти значение принимают равным относительной погрешности измерений массы брутто нефти с помощью весов.

Абсолютные погрешности измерений массовых долей воды, механических примесей и хлористых солей в нефти вычисляют в соответствии с приложением Г.

Библиография