Api 2540 руководство по нефтяным измерительным стандартам

Доброго времени суток!

При получении массовых расходов возникает необходимость ввести автоматическую корректировку по температуре, давлению и плотности.

С газами просто, а вот для жидкости необходимо вычислить плотность в реальных условиях.

До настоящего времени пользовались вот такой формулой

р = р20 — (0.001828 — 0.00132*p20)*(t — 20),

где

рном .д — действительная нормальная плотность газа

р — паспортная рабочая плотность жидкости

р2о — относительная плотность жидкости при 20

t — рабочая температура жидкости ( оС).

Когда ее забили в контоллер, я еще не вникал в метрологию — формула , ну и формула.

А теперь возникла необходимость выяснить, окуда ноги растут?

Может кто-то встречал подобное?

Все документы,
представленные в каталоге, не являются их официальным изданием и предназначены
исключительно для ознакомительных целей. Электронные копии этих документов могут распространяться без всяких
ограничений. Вы можете размещать информацию с этого сайта на любом другом сайте.

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ
	НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ	ГОСТ Р 8.595- 2004

Государственная
система обеспечения единства измерений

МАССА
НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

Общие
требования к методикам выполнения измерений

Москва ИПК
Издательство стандартов
2005

Предисловие

Задачи,
основные принципы и правила проведения работ по государственной стандартизации
в Российской Федерации установлены ГОСТ Р 1.0-92 «Государственная система стандартизации
Российской Федерации. Основные положения» и ГОСТ Р 1.2-92
«Государственная система стандартизации Российской Федерации. Порядок
разработки государственных стандартов»

Сведения о стандарте

1 РАЗРАБОТАН
Федеральным государственным унитарным предприятием Всероссийским
научно-исследовательским институтом расходометрии Государственным научным
метрологическим центром (ФГУП ВНИИР-ГНМЦ)

2 ВНЕСЕН
Управлением метрологии и госнадзора

3 УТВЕРЖДЕН И
ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию
и метрологии от 7 декабря 2004 г. № 99-ст

4 Настоящий
стандарт разработан с учетом требований международных стандартов: ИСО 91-1-92,
ИСО 91-2-91, ASTM D 1250-80, API 2540-80

5 ВЗАМЕН ГОСТ
Р 8.595-2002

ГОСТ Р 8.595-2004

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Государственная система обеспечения единства измерений

МАССА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

Общие требования к методикам выполнения измерений

State system for
ensuring the uniformity of measurements. Mass of petroleum and petroleum
products. General requirements for procedures of measurements

Дата введения — 2005-11-01

1 Область применения

Настоящий
стандарт распространяется на методики выполнения измерений (далее — МВИ) массы
товарной нефти и нефтепродуктов (далее — продукта) в сферах распространения
государственного метрологического контроля и надзора, основанные на:

Прямых
методах динамических и статических измерений;

Косвенных
методах динамических и статических измерений;

Косвенном
методе, основанном на гидростатическом принципе.

Настоящий
стандарт устанавливает основные требования к МВИ массы продукта, обусловленные
особенностями измерений массы продукта.

Настоящий
стандарт обязателен для применения при разработке МВИ массы продукта,
транспортируемого по трубопроводам, в мерах вместимости и мерах полной
вместимости.

Настоящий
стандарт применяют совместно с ГОСТ Р 8.563 .

2 Нормативные ссылки

3.13 масса
брутто товарной нефти
: Масса товарной нефти, показатели качества которой
соответствуют требованиям ГОСТ Р 51858 .

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

3.15 масса
нетто товарной нефти
: Разность массы брутто товарной нефти и массы
балласта.

4 Методы измерений, реализуемые в МВИ массы продукта

4.1 Для
измерений массы продукта, транспортируемого по трубопроводам, применяют:

Прямой метод
динамических измерений;

Косвенный
метод динамических измерений.

Для измерений
массы продукта в мерах вместимости и мерах полной вместимости применяют:

Прямой метод
статических измерений;

Косвенный
метод статических измерений;

Косвенный
метод, основанный на гидростатическом принципе.

4.2 При прямом
методе динамических измерений массу продукта измеряют в трубопроводе с помощью
массомера и результат измерений массы получают непосредственно.

4.3 При
косвенном методе динамических измерений массу продукта определяют по
результатам следующих измерений в трубопроводе:

а) плотности с
помощью поточных преобразователей плотности (далее — преобразователь
плотности), давления и температуры.

При отключении
рабочего и отсутствии резервного преобразователя плотности плотность продукта
определяют при помощи ареометра в лаборатории по ГОСТ 3900 , ГОСТ
Р 51069 или лабораторного плотномера в объединенной пробе, составленной из
точечных проб, отобранных по ГОСТ 2517 . Коэффициенты
объемного расширения и сжимаемости продукта определяют в соответствии с МИ 2632
или принимают для нефти по МИ 2153 ,
для нефтепродуктов по МИ 2823 ;

б) объема продукта с помощью преобразователей
расхода, давления и температуры или счетчиков жидкости.

Результаты
измерений плотности и объема продукта приводят к стандартным условиям или
результат измерений плотности продукта приводят к условиям измерений его
объема.

4.4 При прямом
методе статических измерений массу продукта определяют по результатам
взвешивания на железнодорожных и автомобильных весах по ГОСТ
29329 или ГОСТ
30414 железнодорожных и автомобильных цистерн с продуктом и без него.

4.5 При
косвенном методе статических измерений массу продукта определяют по результатам
измерений:

а) в мерах
вместимости:

Уровня
продукта — стационарным уровнемером или другими средствами измерений уровня
жидкости;

Плотности
продукта — переносным или стационарным средством измерений плотности или
ареометром по ГОСТ 3900 , ГОСТ
Р 51069 или лабораторным плотномером в объединенной пробе, составленной из
точечных проб, отобранных по ГОСТ 2517 ;

Температуры продукта
— термометром в точечных пробах или с помощью переносного или стационарного
преобразователя температуры;

Объема
продукта — по градуировочной таблице меры вместимости с использованием
результата измерений уровня продукта;

б) в мерах
полной вместимости:

Плотности
продукта — переносным средством измерений плотности или ареометром в
лаборатории по ГОСТ 3900 , ГОСТ
Р 51069 или лабораторным плотномером в точечной пробе продукта, отобранной
по ГОСТ
2517 ;

Температуры
продукта — переносным преобразователем температуры или термометром в точечной
пробе продукта, отобранной по ГОСТ 2517 ;

Объема
продукта, принятого равным действительной вместимости меры, значение которой
нанесено на маркировочную табличку и указано в свидетельстве о поверке по ГОСТ
Р 8.569 , с учетом изменения уровня продукта относительно указателя уровня.

Результаты измерений плотности и объема продукта
приводят к стандартным условиям по температуре 15 °С или 20 °С, или результат
измерений плотности продукта приводят к условиям измерений его объема в мерах
вместимости и мерах полной вместимости.

Коэффициент
объемного расширения продукта определяют в соответствии с МИ 2632
или принимают для нефти по МИ 2153 ,
для нефтепродуктов по МИ 2823 .

4.6 При
косвенном методе, основанном на гидростатическом принципе, массу продукта в
мерах вместимости определяют по результатам измерений:

Гидростатического давления столба продукта — стационарным измерителем
гидростатического давления;

Уровня
продукта — переносным или другим средством измерений уровня.

4.7 Массу
нетто товарной нефти определяют как разность массы брутто товарной нефти и
массы балласта. Массу балласта определяют как общую массу воды, солей и
механических примесей в товарной нефти. Для этого определяют массовые доли воды,
механических примесей и хлористых солей в товарной нефти и рассчитывают их
массу.

5 Требования к МВИ массы продукта

5.1
Погрешности измерений массы продукта

5.1.1 Пределы допускаемой относительной погрешности
измерений массы брутто товарной нефти и массы нефтепродукта не должны
превышать:

0,40 % — при
прямом методе статических измерений взвешиванием на весах расцепленных цистерн;

0,50 % — при
прямом методе статических измерений взвешиванием на весах движущихся
нерасцепленных цистерн и составов из них;

0,25 % — при
прямом и косвенном методах динамических измерений;

0,50 % — при
косвенном методе статических измерений и косвенном методе измерений, основанном
на гидростатическом принципе, массы продукта от 120 т и более;

0,65 % — при
косвенном методе статических измерений и косвенном методе измерений, основанном
на гидростатическом принципе, массы продукта до 120 т.

5.1.2 Пределы допускаемой относительной погрешности
измерений массы нетто товарной нефти не должны превышать:

0,50 % — при
прямом методе статических измерений взвешиванием на весах расцепленных цистерн;

0,60 % — при
прямом методе статических измерений взвешиванием на весах движущихся
нерасцепленных цистерн и составов из них;

0,35 % — при
прямом и косвенном методах динамических измерений;

0,60 % — при
косвенном методе статических измерений и косвенном методе измерений, основанном
на гидростатическом принципе, от 120 т и более;

0,75 % — при
косвенном методе статических измерений и косвенном методе измерений, основанном
на гидростатическом принципе, до 120 т.

5.2
Требования к документам на МВИ массы продукта

5.2.1 В зависимости от сложности и области применения МВИ
массы продукта оформляют в виде:

Раздела или
части документа (стандарта, технических условий, конструкторского или
технологического документа и т. п.).

5.2.2
Разработка, стандартизация и введение в действие документов на МВИ массы
продукта — по ГОСТ
Р 8.563 , ГОСТ Р 1.2 , ГОСТ
Р 1.5 , ГОСТ
Р 1.12 , Р
50.1.039 ,
МИ 2525 ,
МИ 2561
и настоящему стандарту.

5.2.3 МВИ
массы продукта подлежат аттестации по ГОСТ Р 8.563 .

5.2.4
Документы на МВИ массы продукта подлежат метрологической экспертизе по ГОСТ Р 8.563 и ГОСТ
Р 1.11 .

5.2.5
Документы на МВИ массы продукта, предназначенные для применения в сфере обороны
и безопасности Российской Федерации, подлежат метрологической экспертизе в 32
Государственном научно-исследовательском и испытательном институте Минобороны
России (далее — 32 ГНИИИ МО РФ).

5.2.6
Алгоритмы и программы обработки результатов измерений, предусмотренные в
документе на МВИ массы продукта, должны пройти метрологическую аттестацию по МИ
2174
(в сфере обороны и безопасности Российской Федерации — в 32 ГНИИИ МО РФ).

5.3
Оценивание погрешности измерений массы продукта

5.3.1
Погрешность измерений массы оценивают следующими методами:

а) оцениванием
характеристик погрешности результата измерений массы продукта, принятым в
российских НД в области обеспечения единства измерений;

б) вычислением
неопределенности измерений массы продукта по РМГ43 ;

в) вычислением
правильности и прецизионности по ГОСТ
Р ИСО 5725-1 — ГОСТ
Р ИСО 5725-6 для показателей качества продукта, используемых для расчета
его массы.

5.3.2
Требования к оцениванию характеристик погрешности измерений массы продукта

5.3.2.1
Характеристики погрешности измерений массы продукта оценивают на основании
анализа источников и составляющих погрешности измерений.

5.3.2.2 Для
уменьшения систематической составляющей погрешности от влияния температуры,
давления и других влияющих величин на результаты измерений вводят поправки.

5.3.2.3
Оценивание погрешности измерений массы продукта при прямых методах измерений
величин проводят по ГОСТ
8.207 и МИ 1552 .

5.3.2.4
Оценивание погрешности измерений массы продукта при косвенном методе измерений
проводят по МИ 2083 .

5.3.2.5 Формы
представления и способы округления результатов измерений должны соответствовать
МИ 1317 .

5.4 Средства измерений и вспомогательные устройства,
выбираемые для МВИ массы продукта

5.4.1 Средства
измерений и вспомогательные устройства (в том числе средства вычислительной
техники) выбирают при проектировании измерительной системы массы продукта в
зависимости от принятых методов измерений величин, по результатам измерений
которых определяют массу продукта, и оптимальных затрат на измерения, включая
затраты на метрологическое обслуживание средств измерений, при условии
выполнения требований к МВИ, в том числе норм погрешности измерений массы
брутто товарной нефти и массы нефтепродукта, указанным в ,
и массы нетто товарной нефти, указанным в .

5.4.2
Рациональные методы и средства измерений и вспомогательные устройства выбирают
в соответствии с МИ 1967 .

5.4.3 В
документе на МВИ приводят перечень средств измерений и вспомогательных
устройств, их обозначения, типы, нормированные метрологические характеристики
(класс точности, предел допускаемой погрешности, диапазон измерений и др.) и
обозначение НД, регламентирующего технические требования и (или)
метрологические и основные технические характеристики этих средств измерений и
вспомогательных устройств, а также указывают возможность применения средств
измерений и вспомогательных средств, не приведенных в перечне, но
удовлетворяющих установленным в МВИ требованиям.

5.4.4 В МВИ
массы продукта должны быть указаны средства измерений, типы которых утверждены
по ПР
50.2.009
и внесены в Государственный реестр средств измерений.

5.5
Квалификация операторов и требования безопасности

5.5.1 К
выполнению измерений и обработке их результатов допускают лиц, достигших 18
лет, имеющих квалификацию оператора не ниже 4-го разряда, прошедших курсы
обучения, сдавших экзамен по технике безопасности и изучивших инструкции по
эксплуатации применяемых средств измерений и вспомогательных устройств и
документ на МВИ по .

Лица,
привлекаемые к выполнению измерений, должны:

Пройти
обучение и инструктаж по технике безопасности в соответствии с ГОСТ
12.0.004 ;

Соблюдать
правила техники безопасности и пожарной безопасности, установленные для
объекта, на котором проводят измерения;

Выполнять
измерения в специальной одежде и обуви по ГОСТ
12.4.137, ГОСТ
27574, ГОСТ
27575;

Периодически
контролировать содержание вредных веществ в воздухе рабочей зоны, которое не
должно превышать предельно допускаемых концентраций, установленных в ГОСТ
12.1.005 .

5.5.2 Средства
измерений и вспомогательные устройства, применяемые при выполнении измерений,
должны быть изготовлены во взрывозащищенном исполнении, соответствующем классу
взрывоопасной зоны по ГОСТ Р
51330.0 , соответствовать требованиям ГОСТ
Р 51330.9 и иметь свидетельство о взрывозащищенности и разрешение
Госгортехнадзора России по Правилам .

5.6
Требования к условиям измерений

5.6.1 В
документе на МВИ массы продукта должны быть приведены номинальные значения и
(или) диапазоны значений, влияющих на погрешность величин, при этом должно быть
установлено:

Число
измерений (наблюдений) величин, проведенных в каждой точке измерений, например
число измерений уровня продукта в мерах вместимости;

Время
выдержки перед регистрацией показаний средств измерений: уровня и температуры
продукта в мерах вместимости, если эти значения не указаны в НД на них, и др.

5.7
Требования к обработке результатов измерений массы продукта

5.7.1 По МВИ,
основанным на косвенном методе динамических измерений, измеряют плотность и
объем продукта, и результаты этих измерений приводят к стандартным условиям или
результаты измерений плотности продукта приводят к условиям измерений его
объема.

5.7.1.1 Массу
продукта , кг, при измерениях объема продукта, проводимых с помощью
преобразователя расхода или счетчика жидкости, и его плотности, определяемой с
помощью преобразователя плотности, и последующем приведении результатов
измерений объема и плотности продукта к стандартным условиям вычисляют по
формуле

где — плотность и объем
продукта, приведенные к стандартным условиям.

Примечание

— Обозначение «Д» соответствует термину
«динамическое».

Плотность
продукта, приведенную к стандартным условиям при температуре 15 °С, , кг/м 3 , вычисляют по формуле:

(2)

где — плотность продукта,
измеренная при температуре и давлении продукта в преобразователе плотности,
кг/м 3 ;

Поправочный
коэффициент, учитывающий влияние температуры на объем продукта, определенный
для температуры продукта в преобразователе плотности, вычисляемый по API 2540
;

Поправочный
коэффициент, учитывающий влияние давления на объем продукта, определенный для
давления продукта в преобразователе плотности, вычисляемый по API 2540 .

Плотность
продукта, приведенную к стандартным условиям при температуре 20 °С, , кг/м 3 , вычисляют по формуле

где — коэффициент объемного
расширения продукта, вычисляемый по МИ 2632
или по МИ 2823
для нефтепродуктов.

Объем
продукта, приведенный к температуре 15 °С, , м 3 , вычисляют по формуле

(4)

где — объем продукта,
измеренный при температуре и давлении продукта в преобразователе расхода или
счетчике жидкости, мл;

Поправочный коэффициент,
учитывающий влияние температуры на объем продукта, определенный для температуры
продукта в преобразователе расхода или счетчике жидкости, вычисляемый по API 2540
;

Поправочный
коэффициент, учитывающий влияние давления на объем продукта, определенный для
давления в преобразователе расхода или счетчике жидкости, вычисляемый по API 2540
.

Объем продукта
, м 3 , приведенный к температуре 20 °С, вычисляют
по формуле

5.7.1.2 Массу продукта , кг, при измерениях объема продукта, проводимых с помощью
преобразователя расхода или счетчика жидкости, и его плотности, определяемой с
помощью ареометра или лабораторного плотномера в лаборатории в объединенной
пробе, и последующем приведении результатов измерений объема и плотности
продукта к стандартным условиям вычисляют по формуле

где — объем продукта,
приведенный к стандартным условиям, м 3 ;

Плотность
продукта, приведенная к стандартной температуре, кг/м 3 .

Значение , м 3 , определяют по формуле (4) или (5).

где — плотность продукта,
измеренная с помощью ареометра в лабораторных условиях (температура Т
r

и избыточное давление, равное нулю), с учетом систематической погрешности
метода по МИ 2153
или с помощью лабораторного плотномера, кг/м 3 ;

Поправочный
коэффициент, учитывающий влияние температуры на объем продукта, вычисляемый по API 2540
;

К

где — коэффициент
объемного расширения продукта, вычисляемый по МИ 2632 .

Допускается
плотность продукта, измеренную ареометром, приводить к плотности при
стандартной температуре 15 °С или 20 °С по таблицам ASTM D 1250
,
ИСО 91-1 ,
ИСО 91-2
или МИ 2153
для нефти и по МИ 2842 ,
МИ 2823
для нефтепродуктов.

5.7.1.3 Массу продукта , кг, при измерениях объема продукта, проводимых с помощью
преобразователя расхода или счетчика жидкости, и его плотности, определяемой с
помощью поточного преобразователя плотности, и последующем приведении
результатов измерений плотности продукта к условиям измерений его объема
допускается вычислять по формуле

где — объем продукта,
измеренный при температуре и давлении продукта в преобразователе расхода или
счетчике жидкости, м 3 ;

Плотность
продукта, измеренная при температуре и давлении продукта в преобразователе
плотности, кг/м 3 ;

b

Температура
продукта в преобразователе плотности, °С;

Температура
продукта в преобразователе расхода или счетчике жидкости, °С;

g

— коэффициент сжимаемости продукта, значения которого определяют МИ 2632
или по МИ 2153
для нефти и по МИ 2823
для нефтепродуктов;

Избыточное
давление продукта в преобразователе плотности, МПа;

Избыточное давление продукта в
преобразователе расхода или счетчике жидкости, МПа.

5.7.1.4 Массу продукта , кг, при измерениях объема продукта, проводимых с помощью
преобразователя расхода или счетчика жидкости, и плотности, определяемой с
помощью ареометра по ГОСТ 3900 , ГОСТ
Р 51069 в объединенной пробе или с помощью лабораторного плотномера, и
последующем приведении результатов измерений плотности продукта к условиям
измерений его объема допускается вычислять по формуле:

b

— коэффициент объемного расширения продукта, значения которого определяют по МИ
2632
или по МИ 2153
для нефти и по МИ 2823
для нефтепродуктов;

g

— коэффициент сжимаемости продукта, значения
которого определяю МИ 2632
или по 2153
для нефти и по МИ 2823
для нефтепродуктов;

Р
V
—
избыточное давление продукта при измерениях его объема, МПа;

К
—
поправочный коэффициент на температурное расширение стекла для ареометров,
вычисляемый по МИ 2153 .
В случае измерений плотности с помощью лабораторного плотномера его принимают
равным единице.

5.7.1.5
Формулы (9), (10) применяют при разности температур при измерениях плотности и
объема продукта не более 15 °С. При разности температур при измерениях плотности
и объема продукта более 15 °С вычисления проводят по .

5.7.2 По МВИ,
основанным на косвенном методе статических измерений, измеряют объем и
плотность продукта в мерах вместимости или мерах полной вместимости и
результаты этих измерений приводят к стандартным условиям или результаты
измерений плотности продукта приводят к условиям измерений его объема.

5.7.2.1 Массу
продукта , кг, при измерениях объема продукта в мерах вместимости и
мерах полной вместимости и плотности продукта с помощью преобразователя
плотности или в лаборатории в объединенной или точечной пробе и последующем
приведении результатов измерений объема и плотности продукта к стандартному
условию по температуре вычисляют по формуле:

(11)

где — плотность и объем
продукта, приведенные к стандартному условию по температуре.

Примечание

— Обозначение «с» соответствует термину
«статическое».

Плотность
продукта, приведенную к температуре 15 °С, , кг/м 3 , вычисляют по формуле

где — плотность продукта,
измеренная с помощью ареометра в лаборатории или с помощью преобразователя
плотности, кг/м 3 ;

Поправочный
коэффициент, учитывающий влияние температуры на объем продукта, определенный
для температуры продукта в лаборатории или в преобразователе плотности,
вычисляемый по API 2540 ;

К
—
поправочный коэффициент на температурное расширение стекла для ареометров,
вычисляемый по МИ 2153 .
В случае измерений плотности с помощью преобразователя плотности его принимают
равным единице.

Плотность
продукта, приведенную к температуре 20 °С, , кг/м 3 , вычисляют по формуле

Объем
продукта, приведенный к температуре 15 °С, , м 3 , вычисляют по формуле:

(14)

где — объем продукта в мере
вместимости на измеряемом уровне Н
, определяемый по градуировочной
таблице меры вместимости, составленной при температуре 20 °С по ГОСТ
8.346 , ГОСТ
8.570 , МИ 2543 ,
МИ 1124 ,
РД 50-156 ,
МИ 2579 ,
МИ 1001 ,
или в мере полной вместимости на уровне продукта, соответствующем указателю
уровня в соответствии с ГОСТ
Р 8.569 с учетом изменения уровня продукта относительно указателя уровня, м 3 .
Данные градуировочных таблиц соответствуют температуре стенки мер вместимости,
равной 20 °С;

a

СТ

— температурный коэффициент линейного расширения материала стенки меры
вместимости, значение которого принимают равным 12,5×

10 -6 1/°С
для стали и 10×

10 -6
1/°С для бетона;

a

S
—
температурный коэффициент линейного расширения материала средства измерений
уровня продукта (например измерительной рулетки с грузом, метроштока,
уровнемера поплавкового типа и др.). Его значения принимают равными:

для
нержавеющей стали — 12,5×

10 -6 1/°С;

для алюминия —
23×

10 -6
1/°С.

В случае
необходимости при использовании уровнемеров других типов вводят температурные
поправки к измеренному уровню продукта, при этом значение коэффициента a

S
принимают
равным нулю;

T СТ
—
температура стенки меры вместимости, принимаемая равной температуре продукта в
мере вместимости , °С;

Поправочный коэффициент, учитывающий
влияние температуры на объем продукта,
определенный для температуры
продукта в мере вместимости или в мере полной вместимости, вычисляемый по API 2540
.

Объем
продукта, приведенный к температуре 20 °С, , м 3 , вычисляют по формуле:

(15)

5.7.2.2 Плотность
продукта при проведении учетных операций может быть приведена к плотности при
стандартной температуре 15 °С или 20 °С по ASTM 1250 ,
ИСО 91-1 ,
ИСО 91-2
или МИ 2153
для нефти и по МИ 2842
или МИ 2823
нефтепродуктов.

5.7.2.3 При проведении учетных операций плотность
нефти при стандартной температуре 20 °С допускается приводить к плотности нефти
при стандартной температуре 15 °С и наоборот по ГОСТ
Р 8.599.

5.7.2.4 Массу
продукта , кг, при приведении плотности продукта, измеренной в
лаборатории, к условиям измерений объема продукта в мере вместимости или мере
полной вместимости допускается вычислять по формуле:

(16)

где — плотность продукта,
измеренная в лаборатории при температуре , кг/м 3 ;

b

— коэффициент объемного расширения продукта, значения которого определяют МИ
2632
или для нефти — по МИ 2153 ,
нефтепродуктов — МИ 2823 .

5.7.2.5
Формула (16) может быть применена при разности температур и T СТ
не более
15 °С.

5.7.3 По МВИ,
основанным на косвенном методе с применением гидростатического принципа, массу
продукта , кг, при измерениях гидростатического давления столба
продукта в мерах вместимости вычисляют по формуле

(17)

где Р
—
гидростатическое давление столба продукта, Па;

S cp

— средняя площадь поперечного сечения наполненной части меры
вместимости, м 2 ;

g

— ускорение силы тяжести, м/с 2 .

5.7.3.1
Среднюю площадь S cp

, м 2 , вычисляют по формуле:

(18)

где V
20 — объем
продукта в мере вместимости на измеряемом уровне Н
, определяемый по
градуировочной таблице меры вместимости, м 3 ;

a

СТ

— температурный коэффициент линейного расширения стенки меры вместимости, значение
которого принимают равным 12,5×

10 -6 1/°С;

Т СТ

— температура стенки меры вместимости, принимаемая равной температуре продукта
в мере вместимости, °С.

5.7.4 Массу
продукта т
0 , кг, принятого в меру вместимости или отпущенного
из нее, определяют как абсолютное значение разности масс продукта по формуле:

т
0
= ½

т i
— т
i
+1 ½

(19)

где т i
,
т i
+1 — массы продукта, вычисленные по формуле () или () в начале и конце операции соответственно.

5.7.5 Массу
нетто товарной нефти т н
, кг, вычисляют по формуле

т н
= т
– т б
. (20)

где т
—
масса брутто товарной нефти, измеренная одним из методов по разделу ,
кг;

т б

— масса балласта, кг, вычисляемая по формуле

(21)

где — массовая доля воды
в товарной нефти, %;

Массовая доля хлористых солей в товарной
нефти, %;

Массовая доля механических примесей в
товарной нефти, %.

5.7.5.1
Массовую долю воды в товарной нефти определяют по ГОСТ 2477 .
Массовую долю воды в товарной нефти допускается измерять с помощью поточного
влагомера.

5.7.5.2
Массовую долю хлористых солей в товарной нефти определяют по ГОСТ 21534 .
Массовую долю хлористых солей в товарной нефти допускается измерять с помощью
поточного солемера.

5.7.5.3
Массовую долю механических примесей в товарной нефти определяют по ГОСТ
6370 . Массовую долю механических примесей в товарной нефти допускается
измерять с помощью поточного анализатора.

5.8 Форма представления результатов оценивания
погрешности измерений массы продукта

5.8.1 При
прямом методе динамических измерений погрешностью следует считать погрешность
измерений массы продукта с помощью массомера.

5.8.2 При
прямом методе статических измерений погрешностью следует считать погрешность
измерений массы продукта с помощью весов. Оценивание погрешности измерений
массы продукта с применением весов проводят по МИ 1953 .

5.8.3 Пределы
допускаемой относительной погрешности измерений массы продукта при косвенном
методе динамических измерений d

m Д
,
%, вычисляют по формуле

(22)

где d

V
—
относительная погрешность измерений объема продукта, %. За воспринимают
относительную погрешность средства измерений объема продукта, если сумма
остальных составляющих погрешности измерений объема продукта является
несущественной в соответствии с ГОСТ
8.009 ;

d

r

D

Т
r

,
D

Т V

— абсолютные погрешности измерений температуры продукта при измерениях его
плотности и объема соответственно, °С;

b

—
коэффициент объемного расширения продукта, 1/°С (приложение );

d

N
—
предел допускаемой относительной погрешности устройства обработки информации
или измерительно-вычислительного комплекса (из сертификата об утверждении типа
или свидетельства о поверке), %;

G
—
коэффициент, вычисляемый по формуле:

(23)

где Т V
,
Т
r

— температуры продукта при измерениях его объема и плотности, °С.

5.8.4 Пределы допускаемой
относительной погрешности измерений массы продукта при косвенном методе
динамических измерений и последующем приведении плотности продукта к условиям
измерений его объема по
или
, %, вычисляют по формуле:

(24)

где d

V П

— относительная погрешность измерений объема продукта, %;

d

r

П

— относительная погрешность измерений плотности продукта, %;

d

T V
r

— составляющая относительной погрешности измерений массы продукта за счет абсолютных
погрешностей измерений температур , , %, вычисляемая по формуле:

(25)

где D

Т
r

,
D

Т V

— абсолютные погрешности измерений температур , °С.

(28)

где Н
—
уровень наполнения, мм;

D

V
20 — объем продукта,
приходящийся на 1 мм высоты наполнения меры вместимости на измеряемом уровне
наполнения, м 3 /мм;

V
20 — объем
продукта в мере вместимости на измеряемом уровне наполнения.

Значения D

V
20 , V
20 определяют по
градуировочной таблице меры вместимости при измеряемом уровне наполнения.

Значение К ф

для вертикальных цилиндрических резервуаров, танков наливных судов
прямоугольной и цилиндрической форм принимают равным единице.

5.8.6 Пределы
допускаемой относительной погрешности измерений массы продукта при косвенном
методе, основанном на гидростатическом принципе, , %, вычисляют по формуле:

где d

K i
, d

K i
+1
— относительные погрешности составления градуировочной таблицы при измеряемых
уровнях наполнения меры вместимости Н
i
, Н
i
+1
соответственно, %;

K ф
i
, K ф
i
+1 —
коэффициенты, учитывающие геометрическую форму меры вместимости при измеряемых
уровнях наполнения меры вместимости Н
i
, Н
i
+1
соответственно;

D

Т
r

,
D

Т V

— абсолютные погрешности измерений температур продукта Т
r

,
Т V
соответственно, °С;

б) для
косвенного метода, основанного на гидростатическом принципе

(31)

где ), ((33)

где d

т

— предел допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти или
массы нефтепродукта косвенными методами, %.

При применении
прямых методов измерений массы продукта значение d

т
* принимают равным
относительной погрешности измерений массы продукта с помощью массомера или
весов.

Абсолютные
погрешности измерений массовых долей воды, механических примесей и хлористых
солей в товарной нефти определяют по результатам оценки промежуточных
показателей прецизионности и правильности стандартных методов измерений в
каждой лаборатории, проводящей анализы при учетных операциях, в соответствии с ГОСТ
Р ИСО 5725-1 — ГОСТ
Р ИСО 5725-6 .

690,0-699,9

0,00130

850,0-859,9

0,00081

700,0-709,9

0,00126

860,0-869,9

0,00079

710,0-719,9

0,00123

870,0-879,9

0,00076

720,0-729,9

0,00119

880,0-889,9

0,00074

730,0-739,9

0,00116

890,0-899,9

0,00072

740,0-749,9

0,00113

900,0-909,9

0,00070

750,0-759,9

0,00109

910,0-919,9

0,00067

760,0-769,9

0,00106

920,0-929,9

0,00065

770,0-779,9

0,00103

930,0-939,9

0,00063

780,0-789,9

0,00100

940,0-949,9

0,00061

790,0-799,9

0,00097

950,0-959,9

0,00059

800,0-809,9

0,00094

960,0-969,9

0,00057

810,0-819,9

0,00092

970,0-979,9

0,00055

820,0-829,9

0,00089
).

МИ 2525-99 Государственная система обеспечения единства измерений. Рекомендации
по метрологии государственных научных метрологических центров Госстандарта
России. Порядок разработки. М.: ВНИИМС, 1999

МИ 2561-99 Государственная система обеспечения единства измерений. Порядок
разработки перечней организаций, которым должны быть разосланы на отзыв проекты
нормативных документов ГСИ. М.: ВНИИМС, 1999

МИ 2174-91 Государственная система обеспечения единства измерений. Аттестация
алгоритмов и программ обработки данных при измерениях. Основные положения. П.:
ВНИИМ, 1991

РМГ 43-2001 Государственная система обеспечения единства измерений. Применение
«Руководства по выражению неопределенности измерений». М.: ИПК Изд-во
стандартов, 2001

МИ 1552-86 Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения
прямые однократные. Оценивание погрешностей результатов измерений. П.: ВНИИМ,
1991

МИ 2083-90 Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения
косвенные. Определение результатов измерений и оценивание их погрешностей. П.:
ВНИИМ, 1990

МИ 1317-86 Государственная система обеспечения единства
измерений. Результаты и характеристики погрешности измерений. Формы
представления. Способы использования при испытаниях образцов продукции и
контроле их параметров. М.: ВНИИМС, 1986

МИ 1967-89 Государственная система обеспечения единства
измерений. Выбор методов и средств измерений при разработке методик выполнения
измерений. Общие положения. М.: ВНИИМС, 1989

ПР
50.2.009-94 Государственная система обеспечения единства измерений. Порядок
проведения испытаний и утверждения типа средств измерений (с Изменением № 1).
М.: ВНИИМС, 1994

МИ 2543-99 Государственная система обеспечения единства
измерений. Цистерны железнодорожные. Методика поверки объемным методом. Казань:
ВНИИР, 1999

МИ 1124-86 Государственная система обеспечения единства
измерений. Вместимость стальных вертикальных цилиндрических резервуаров с
теплоизоляцией. Методика выполнения измерений геометрическим методом. Казань:
ВНИИР, 1986

РД 50-156-79 Определение вместимости и градуировка
железобетонных цилиндрических резервуаров со сборной стенкой вместимостью до
30000 м 3 геометрическим методом. М.: Изд-во стандартов, 1979

МИ 2579-2000 Государственная система обеспечения
единства измерений. Резервуары (танки) речных и морских наливных судов.
Методика поверки объемным методом. Казань: ВНИИР, 2000

МИ 1001-99 Государственная система обеспечения единства
измерений. Определение поправочного коэффициента на полную вместимость
нефтеналивных танков судов при измерении объема нефти. Методика расчета.
Казань: ВНИИР, 1999

МИ 1953-88 Государственная система обеспечения единства
измерений. Масса народнохозяйственных грузов при бестарных перевозках. Методика
выполнения измерений. Казань: ВНИИР, 1988

МИ 2823-21 Государственная система обеспечения единства
измерений. Плотность нефтепродуктов при учетно-расчетных операциях. Методика
выполнения измерений ареометром. Программа (таблицы) приведения плотности
нефтепродуктов к заданной температуре: С.-Пб.: ВНИИМ, 2003.

Ключевые слова
:
масса, масса брутто товарной нефти, масса балласта, масса нетто товарной нефти,
продукт, методика выполнения измерений, объем, вместимость, резервуар,
цистерна, уровнемер, счетчик, погрешность, уровень, градуировка, поверка,
температура, плотность, давление, сжимаемость

БИБЛИОГРАФИЯ
МИ 2153-2001. Государственная система обеспечения единства
измерений. Плотность нефти при учетно-расчетных операциях. Методика
выполнения измерений ареометром
ASTM Д 1250-80. Стандартное руководство по применению таблиц
измерения параметров нефти и нефтепродуктов
МИ 2525-99. Государственная система обеспечения единства
измерений. Рекомендации по метрологии государственных научных
метрологических центров Госстандарта России. Порядок разработки
МИ 2561-99. Государственная система обеспечения единства
измерений. Порядок разработки перечней организаций, которым должны
быть разосланы на отзыв проекты нормативных документов ГСИ
МИ 2377-98. Государственная система обеспечения единства
измерений. Разработка и аттестация методик выполнения измерений
МИ 2174-91. Государственная система обеспечения единства
измерений. Аттестация алгоритмов и программ обработки данных при
измерениях. Основные положения
Государственная система обеспечения единства измерений.
Положение о формировании, ведении и издании Федерального реестра
методик выполнения измерений, применяемых в сферах распространения
государственного метрологического контроля и надзора
МИ 2552-99. Государственная система обеспечения единства
измерений. Применение «Руководства по выражению неопределенности
измерений»
МИ 1552-86. Государственная система обеспечения единства
измерений. Измерения прямые однократные. Оценивание погрешностей
результатов измерений
МИ 2083-90. Государственная система обеспечения единства
измерений. Измерения косвенные. Определение результатов измерений и
оценивание их погрешностей
МИ 1317-86. Государственная система обеспечения единства
измерений. Результаты и характеристики погрешности измерений. Формы
представления. Способы использования при испытаниях образцов продукции
и контроле их параметров
МИ 1967-89. Государственная система обеспечения единства
измерений. Выбор методов и средств измерений при разработке методик
выполнения измерений. Общие положения
ПР 50.2.009-94. Государственная система обеспечения единства
измерений. Порядок проведения испытаний и утверждения типа средств
измерений с Изменением N 1
API 2540. Руководство по нефтяным измерительным стандартам
(таблица 54А, главы с 11.1.54.1 по 11.1.54.3, том X, первая редакция,
август 1980; глава 11, раздел 2.1 М. Коэффициенты сжимаемости для
углеводородов, август 1984)
МИ 2543-99. Государственная система обеспечения единства
измерений. Цистерны железнодорожные. Методика поверки объемным методом
МИ 1124-86. Государственная система обеспечения единства
измерений. Вместимость стальных вертикальных цилиндрических
резервуаров с теплоизоляцией. Методика выполнения измерений
геометрическим методом
РД 50-156-79. Определение вместимости и градуировка
железобетонных цилиндрических резервуаров со сборной стенкой
вместимостью до 30000 куб. м геометрическим методом
МИ 2579-2000. Государственная система обеспечения единства
измерений. Резервуары (танки) речных и морских наливных судов.
Методика поверки объемным методом
МИ 1001-99. Государственная система обеспечения единства
измерений. Определение поправочного коэффициента на полную вместимость
нефтеналивных танков судов при измерении объема нефти. Методика
расчета
ИСО 91-1-92. Нефть и нефтепродукты. Таблицы параметров при
температуре 15 ёC
ИСО 91-2-91. Нефть и нефтепродукты. Таблицы параметров при
температуре 20 ёC
МИ 1953-88. Государственная система обеспечения единства
измерений. Масса народнохозяйственных грузов при бестарных перевозках.
Методика выполнения измерений

размер шрифта

ГОСУДАРСТВЕННАЯ СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЕДИНСТВА ИЗМЕРЕНИЙ- МАССА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ- ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К МЕТОДИКАМ ВЫПОЛНЕНИЯ… Актуально в 2018 году

5.7 Требования к обработке результатов измерений массы продукта

5.7.1 По МВИ, основанным на косвенном методе динамических измерений, измеряют плотность и объем продукта, и результаты этих измерений приводят к стандартным условиям или результаты измерений плотности продукта приводят к условиям измерений его объема.

5.7.1.1 Массу продукта m(д)_1, кг, при измерениях объема продукта, проводимых с помощью преобразователя расхода или счетчика жидкости, и его плотности, определяемой с помощью преобразователя плотности, и последующем приведении результатов измерений объема и плотности продукта к стандартным условиям вычисляют по формуле

Где ро(Д)_изм — плотность продукта, измеренная при температуре и давлении продукта в преобразователе плотности, кг/м3;

CTL(Д)_ро — поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры нв объем продукта, определенный для температуры продукта в преобразователе плотности, вычисляемый по API 2540 ;

CPL(Д)_ро — поправочный коэффициент, учитывающий влияние давления нв объем продукта, определенный для давления продукта в преобразователе плотности, вычисляемый по API 2540 .

Плотность продукта, приведенную к стандартным условиям при температуре 20°С, ро(д)_20, кг/м3, вычисляют по формуле

Где V(Д)_изм — объем продукта, измеренный при температуре и давлении продукта в преобразователе расхода или счетчике жидкости, м3;

CTL(Д)_V — поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры на объем продукта, определенный для температуры продукта в преобразователе расхода или счетчике жидкости, вычисляемый по API 2540 ;

CPL(Д)_V — поправочный коэффициент, учитывающий влияние давления на объем продукта, определенный для давления продукта в преобразователе расхода или счетчике жидкости, вычисляемый по API 2540 .

Объем продукта V(Д)_20, м3, приведенный к температуре 20°С, вычисляют по формуле

Где V(Д)_0 — объем продукта, приведенный к стандартным условиям, м3;

ро(Д)_0 — плотность продукта, приведенная к стандартной температуре, кг/м3;

Значение V(Д)_0, м3, определяют по формуле (4) или (5).

Плотность продукта, приведенную к температуре, 15°С, ро(L)_15, кг/м3, вычисляют по формуле

Где ро(Л)_изм — плотность продукта, измеряемая с помощью ареометра в лабораторных условиях (температура T_ро и избыточное давление, равное нулю), с учетом систематической погрешности метода по МИ 2153 или с помощью лабораторного плотномера, кг/м3;

CTL(Л)_ро — поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры на объем продукта, вычисляемый по API 2540 ;

Плотность продукта, приведенную к температуре 20°С, ро(Л)_20, кг/м3, вычисляют по формуле

Где бета(Л)_15 — коэффициент объемного расширения продукта, вычисляемый по МИ 2632 .

Допускается плотность продукта, измеренную ареометром, приводить к плотности при стандартной температуре 15°C или 20°C по таблицам ASTM D 1250 , ИСО 91-1 , ИСО 91-2 или МИ 2153 для нефти и по МИ 2842 , МИ 2823 для нефтепродуктов.

5.7.1.3 Массу продукта m(Д)_3, кг, при измерениях объема продукта, проводимых с помощью преобразователя расхода или счетчика жидкости, и его плотности, определяемой с помощью поточного преобразователя плотности, и последующем приведении результатов измерений плотности продукта к условиям измерений его объема допускается вычислять по формуле

Где V(Д)_п.изм — объем продукта, измеренный при температуре и давлении продукта в преобразователе расхода или счетчике жидкости, м3;

рo(Д)_п.изм — плотность продукта, измеренная при температуре и давлении продукта в преобразователе плотности, кг/м3;

бета — коэффициент объемного расширения продукта, значения которого определяют по МИ 2632 или по МИ 2823 для нефтепродуктов;

T(Д)_роп — температура продукта в преобразователе плотности, °С;

P(Д)_Vп — температура продукта в преобразователе расхода или счетчике жидкости, °С;

P(Д)_роп — избыточное давление продукта в преобразователе плотности, МПа;

V(Д)_Vп — избыточное давление продукта в преобразователе расхода или счетчике жидкости,МПа.

5.7.1.4 Массу продукта m(Д)_4, кг, при измерениях объема продукта, проводимых с помощью преобразователя расхода или счетчика жидкости, и плотности, определяемой с помощью ареометра по ГОСТ 3900, ГОСТ Р 51069 в объединенной пробе или с помощью лабораторного плотномера, и последующем приведении результатов измерений плотности продукта к условиям измерений его объема допускается вычислять по формуле

Где ро(Л)_изм — плотность продукта, измеренная в лаборатории при температуре T(Л)_ро, кг/м3;

бета — коэффициент объемного расширения продукта, значения которого определяют по МИ 2632 или по МИ 2823 для нефти и МИ 2823 для нефтепродуктов;

гамма — коэффициент сжимаемости продукта, значения которого определяют по МИ 2632 или по МИ 2823 для нефти и МИ 2823 для нефтепродуктов;

P_V — избыточное давление продукта при измерении его объема, МПа;

К — поправочный коэффициент на температурное расширение стекла для ареометров, вычисляемый по МИ 2153 . В случае измерений плотности с помощью лабораторного плотномера его признают равным единице.

5.7.1.5 Формулы (9), (10) применяют при разности температур при измерениях плотности и объема продукта не более 15°С. При разности температур при измерениях плотности и объема продукта более 15°С вычисления проводят по 5.7.1.2.

5.7.2 По МВИ, основанным на косвенном методе статических измерений, измеряют объем и плотность продукта в мерах вместимости или мерах полной вместимости и результаты этих измерений приводят к стандартным условиям или результаты измерений плотности продукта приводят к условиям измерений его объема.

5.7.2.1 Массу продукта m(c)_1, кг, при измерениях объема продукта в мерах вместимости и мерах полной вместимости и плотности продукта с помощью преобразователя плотности или в лаборатории в объединенной или точечной пробе и последующем приведении результатов измерений объема и плотности продукта к стандартному условию по температуре вычисляют по формуле

Где ро(с)_изм — плотность продукта, измеренная с помощью ареометра в лаборатории или с помощью преобразователя плотности, кг/м3;

CTL(с)_ро — поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры на объем продукта, определенный для температуры продукта в лаборатории или в преобразователе плотности, вычисляемый по API 2540 ;

К — поправочный коэффициент на температурное расширение стекла для ареометров, вычисляемый по МИ 2153 . В случае измерений плотности с помощью лабораторного плотномера его признают равным единице.

Плотность продукта, приведенную к температуре 20°С, ро(с)_20, кг/м3, вычисляют по формуле

Где V_20 — объем продукта в мере вместимости на измеряемом уровне Н, определяемый по градуировочной таблице меры вместимости, составленной при температуре 20 °С по ГОСТ 8.846, ГОСТ 8.570, МИ 2543 , МИ 1124 , РД 50-156 , МИ 2579 , МИ 1001 , или в мере полной вместимости на уровне продукта, соответствующем указателю уровня в соответствии с ГОСТ Р 8.569 с учетом изменения уровня продукта относительно указателя уровня, м3. Данные градуировочных таблиц соответствуют температуре стенки мер вместимости, равной 20 °С;

альфа_ст — температурный коэффициент линейного расширения материала стенки меры вместимости, значение которого принимают равным 12,5 х 10(-6) 1/°С для бетона;

альфа_s — температурный коэффициент линейного расширения средства измерений уровня продукта (например измерительной рулетки с грузом, метроштока, уровнемера поплавкового типа и др.). Его значения принимают равными:

для нержавеющей стали — 12,5 х 10(-6) 1/°С;

для алюминия — 23 х 10(-6) 1/°С.

В случае необходимости при использовании уровнемеров других типов вводят температурные поправки к измеренному уровню продукта, при этом значение коэффициента альфа_s принимают равным нулю;

Т_ст — температура стенки меры вместимости, принимаемая равной температуре продукта в мере вместимости Т(с)_v, °С;

CTL(c)_v — поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры на объем продукта, определенный для температуры продукта в мере вместимости или в мере полной вместимости, вычисляемый по API 2540 .

Объем продукта, приведенный к температуре 20°С, V(c)_20, м3, вычисляют по формуле

5.7.2.2 Плотность продукта при проведении учетных операций может быть приведена к плотности при стандартной температуре 15°С или 20°С по ASTM 1250 , ИСО 91-1 , ИСО 91-2 или МИ 2153 для нефти и по МИ 2842 или МИ 2823 для нефтепродуктов.

5.7.2.3 При проведении учетных операций плотность нефти при стандартной температуре 20°С допускается приводить к плотности нефти при стандартной температуре 15°С и наоборот по ГОСТ Р 8.599.

с чего начать не знаю… Помогите

На нашем предприятии ещё в прошлом году я подготовил служебку главному метрологу следующего содержания:

Довожу до Вас последнюю информацию по вычислению плотностей нефти, нефтепродуктов и смазочных масел.

С 1.07.2011 г. введены в действие:

Согласно требованиям п. 5.7 ГОСТ Р 8.595-2004 плотность нефти и нефтепродуктов приводится из одних условий в другие (температура, давление) с использованием поправочных коэффициентов CTL и CPL, вычисляемых по API 2540. API 2540, которые имеются только в лабораториях ОТК-ЦЗЛ в виде таблиц.

Наличие данных в табличном виде на бумажном носителе создаёт затруднения в автоматизации расчётов плотностей, имеется возможность получения недостоверной информации из за промахов. связанных с человеческим фактором, увеличивает время получения необходимой информации заинтересованными лицами.

Р 50.2.076-2010 содержит для нефти и нефтепродуктов:

Метод расчёта плотности, соответствующий требованиям API (API 2540) и ASTM D 1250, поэтому Р 50.2.076-2010 формально соответствует требованиям ГОСТ Р 8.595-2004,

Формулы расчёта плотности при любой температуре (от минус 50 до плюс 150°С) и любом избыточном давлении (от 0 до 10,34 МПа), которые можно использовать в программных продуктах, связанных с вычислением расходов на технологических объектах,

Таблицы приведения плотности, по которым без расчётов можно произвести приведение:

Плотности при температуре t, °С в плотность при температуре 15 °С,

Плотности при температуре 15 °С в плотность при температуре t, °С,

Коэффициенты сжимаемости,

Коэффтциенты объёмного расширения.

Унификацию процессов расчёта плотности на всех технологических объектах и заводах по единой методике.

Согласно Приказа ФАТРИМ от 6.05.2010 г. № 1664 с 1.07.2011 г. отменены:

МИ 2153-2004 «ГСИ. Плотность нефти. Требования к методике выполнения измерений ареометром при учетных операциях»,

МИ 2632-2001 «ГСИ. Плотность нефти и нефтепродуктов и коэффициенты объемного расширения и сжимаемости. Методы и программы расчета»,

МИ 2823-2003 «ГСИ. Плотность нефтепродуктов при учетно-расчетных операциях. Методика выполнения измерений ареометром. Программа (таблицы) приведения плотности нефтепродуктов к заданной температуре».

Согласно Приказа ФАТРИМ от 1.03.2010 г. № 509 с 1.04.2011 г. отменены:

МИ 2842-2003 ГСИ Плотность светлых нефтепродуктов. Таблицы пересчёта плотности к 15 °С и 20 °С и к условиям измерений объёма,

МИ 2931-2005 ГСИ Плотность мазута. Таблицы пересчёта плотности к 15 °С и 20 °С и к условиям измерений объёма,

МИ 2637-2001 ГСИ Плотность нефтепродуктов. Плотность нефти и нефтепродуктов при 20 °С. Таблицы пересчёта.

На основании вышеизложенного полагаю, что необходимо:

1 Ввести в действие на ТРА-ТА-ТА Р 50.2.075-2010 и Р 50.2.076-2010 как основополагающие.

2 Организовать внесение изменений в существующие или разработку вновь методик измерений массы нефти и нефтепродуктов, содержащих разделы с расчётами плотности нефти и нефтепродуктов.

3 Организовать внесение изменений в имеющиеся программые продукты, содержащие модули с расчётами плотности нефти и нефтепродуктов.

     ГОСТ 33335-2015

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ

НЕФТЬ И НЕФТЕПРОДУКТЫ

Руководство по использованию таблиц измерения параметров

Crude oil and petroleum products. Guide for use of the measurement tables

МКС	75.040
	75.080

Дата введения 2017-01-01

Предисловие

Цели, основные принципы и порядок проведения работ по межгосударственной стандартизации установлены в

ГОСТ 1.0-92  «Межгосударственная система стандартизации. Основные положения» и

ГОСТ 1.2-2009  «Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосударственные, правила, рекомендации по межгосударственной стандартизации. Правила разработки, принятия, применения, обновления и отмены»

Сведения о стандарте

1 ПОДГОТОВЛЕН Межгосударственным техническим комитетом по стандартизации МТК 31 «Нефтяные топлива и смазочные материалы», Открытым акционерным обществом «Всероссийский научно-исследовательский институт по переработке нефти» (ОАО «ВНИИ НП») на основе собственного аутентичного перевода на русский язык стандарта, указанного в пункте 5

2 ВНЕСЕН Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт)

3 ПРИНЯТ Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 18 июня 2015 г. N 47-2015)

За принятие проголосовали:

Краткое наименование страны по МК (ИСО 3166) 004-97	Код страны по МК (ИСО 3166) 004-97	Сокращенное наименование национального органа по стандартизации
Армения	AM	Минэкономики Республики Армения
Беларусь	BY	Госстандарт Республики Беларусь
Казахстан	KZ	Госстандарт Республики Казахстан
Киргизия	KG	Кыргызстандарт
Молдова	MD	Молдова-Стандарт
Россия	RU	Росстандарт
Таджикистан	TJ	Таджикстандарт

4

Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 31 августа 2015 г. N 1255-ст  межгосударственный стандарт ГОСТ 33335-2015 введен в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации с 1 января 2017 г.

5 Настоящий стандарт идентичен стандарту ASTM D 1250-08 (2013)* Standard guide for use of the petroleum measurement tables (Стандартное руководство по использованию таблиц измерения нефти).

Стандарт разработан комитетом ASTM D02 «Нефтепродукты и смазочные материалы», и непосредственную ответственность за метод несет подкомитет D02.02/COMQ «Измерение углеводородов для коммерческого учета».

Перевод с английского языка (en).

Наименование настоящего стандарта изменено относительно наименования указанного стандарта для приведения в соответствие с

ГОСТ 1.5-2001  (подраздел 3.6).

Официальные экземпляры стандарта ASTM, на основе которого подготовлен настоящий межгосударственный стандарт, стандартов, на которые даны ссылки, имеются в Федеральном информационном фонде технических регламентов и стандартов.

Сведения о соответствии межгосударственных стандартов ссылочным стандартам приведены в дополнительном

приложении ДА .

Степень соответствия — идентичная (IDT)

6 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном информационном указателе «Национальные стандарты», а текст изменений и поправок — в ежемесячном информационном указателе «Национальные стандарты». В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ежемесячном 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

 Введение

Настоящий стандарт основан на совместных разработках ASTM, API и IP и устанавливает руководство по применению поправочных коэффициентов для измерения объема нефтей, нефтепродуктов и смазочных масел в зависимости от температуры и давления.

Поправочные коэффициенты для измерения объема представляют набор уравнений, полученных на основе эмпирических данных изменения объема углеводородов в зависимости от температуры и давления. Традиционно коэффициенты были приведены в форме таблиц с наименованием «Таблицы измерения нефти и нефтепродуктов» и опубликованы как стандарт API/дополнение к IP/дополнение к ASTM D 1250. Однако с момента пересмотра в 1980 г. ASTM D 1250 включал перечень процедур без напечатанных таблиц и набора уравнений.

Настоящий стандарт [ASTM D 1250-04 (ADJD1250CD)], соответствующий API MPMS Chapter 11.1-2004/дополнение к IP 200/04, устанавливает процедуры, с помощью которых объем нефтей, жидких нефтепродуктов и смазочных масел, измеренный при любых температуре и давлении, можно скорректировать с помощью поправочного коэффициента объема VCF до эквивалентного объема при стандартных условиях, обычно при температуре 15°С (60°F) или 20°С. Настоящий стандарт также предусматривает процедуры преобразования к условиям, отличающимся от стандартных, и переход к другим температурам. Значения плотности можно скорректировать, используя порядок, обратный определению VCF.

      1 Область применения

1.1 Настоящий стандарт устанавливает поправочные коэффициенты объема для нефтей, нефтепродуктов и смазочных масел в зависимости от температуры и давления и обеспечивает алгоритм и процедуру корректировки влияния температуры и давления на плотность и объем жидких углеводородов.

1.2 Включение поправки на давление в API MPMS Chapter 11.1-2004/дополнение к IP 200/04 является важным изменением по сравнению с температурными поправочными коэффициентами, приведенными в таблицах измерения параметров нефти и нефтепродуктов 1980 г. Однако, если давление составляет 1 атм (стандартное давление), поправку на давление не используют и стандарт/дополнение дает значения CTL в соответствии с таблицами измерений параметров нефти и нефтепродуктов 1980 г.

1.4 Установлены разные процедуры вычисления для отдельных групп товарных продуктов, таких как нефть, нефтепродукты и смазочные масла. Предусмотрена также процедура определения поправки на объем для специальных применений, когда параметры объединенных товарных групп не могут достоверно представить свойства термического расширения жидкости и требуется экспериментальное определение коэффициента термического расширения.

      2 Нормативные ссылки

Для применения настоящего стандарта необходимы следующие ссылочные документы*. Для датированных ссылок применяют только указанное издание ссылочного документа, для недатированных ссылок применяют последнее издание ссылочного документа (включая все его изменения).

2.1 Стандарты API

Руководство API по измерению нефтепродуктов (MPMS):

_______________

API Chapter 11.2.1 Compressibility factors for hydrocarbons: 0-90° API gravity range (Коэффициенты сжимаемости для углеводородов: диапазон плотности — от 0 градусов API до 90 градусов API)

_______________

2.2 Стандарты ISO

ISO 91-1:1992 Petroleum measurement tables — Part 1: Tables based on reference temperatures of 15°C and 60°F (Таблицы измерения параметров нефти. Часть 1. Таблицы, основанные на стандартных температурах 15°С и 60°F)

ISO 91-2:1991 Petroleum measurement tables — Part 2: Tables based on a reference temperature of 20°C (Таблицы измерения параметров нефти и нефтепродуктов. Часть 2. Таблицы, основанные на стандартной температуре 20°С)

2.3 Дополнения к ASTM

_______________

_______________

      3 О разработчиках процедур корректировки

3.1 Пересмотр стандартов ASTM/API/IP является результатом тесного сотрудничества между ASTM International, Американским институтом нефти (API) и Энергетическим институтом (IP). Для установления единых стандартизованных методов измерений Международной организации по стандартизации (ISO) и подкомитету ISO/ТС 28/SC 3 следует пересмотреть таблицы в ISO 91-1 и ISO 91-2.

API MPMS Chapter 11.1-2004/дополнение к IP 200/04 можно применять для всех нефтей, нефтепродуктов и смазочных материалов, ранее включенных в таблицы 5, 6, 23, 24, 53, 54, 59 и 60. Обозначение API принято для полного комплекса реализуемых процедур выполнения руководства по стандартам измерения параметров нефти и нефтепродуктов (MPMS), глава 11, раздел 1. Обозначение IP — для полного комплекса процедур выполнения — дополнение к IP 200.

      4 Назначение и применение

4.1 Область применения API MPMS Chapter 11.1-2004/дополнение к IP 200/04 включает набор единиц Американской системы мер и единиц СИ. В таблице 1 полужирным курсивным шрифтом выделены определяющие диапазоны параметров и единицы измерения. Диапазоны параметров в таблице 1 представлены разными единицами (а диапазоны плотности представлены для разных значений стандартных температур).

Наименование показателя	Наименование продукции
	Нефть	Нефтепродукты	Смазочные масла
Плотность при 60°F, кг/м	От 610,6 до 1163,5 в ключ.	От 610,6 до 1163,5 включ.	От 800,9 до 1163,5 включ.
Относительная плотность при 60°F	От 0,61120 до 1,16464 включ.	От 0,61120 до 1,16464 включ.	От 0,80168 до 1,1646 включ.
Плотность в градусах API при 60°F	От 100,0 до -10,0 включ.	От 100,0 до -10,0 включ.	От 45,0 до -10,0 включ.
Плотность при 15°С, кг/м	От 611,16 до 1163,79 включ.	От 611,16 до 1163,86 включ.	От 801,25 до 1163,85 включ.
Плотность при 20°С, кг/м	От 606,12 до 1161,15 включ.	От 606,12 до 1160,62 включ.	От 798,11 до 1160,71 включ.
Температура, °С	От -50,0 до +150,0 включ.	От -50,0 до +150,0 включ.	От -50,0 до +150,0 включ.
Температура, °F	От -58,0 до +302,0 включ.	От -58,0 до +302,0 включ.	От -58,0 до +302,0 включ.
Давление, psig	От 0 до 1500 включ.	От 0 до 1500 включ.	От 0 до 1500 включ.
Давление, кПа	От 0 до 1,034·10 включ.	От 0 до 1,034·10 включ.	От 0 до 1,034·10 включ.
Давление, bar	От 0 до 103,4 включ.	От 0 до 103,4 включ.	От 0 до 103,4 включ.
, °F	От 230,0·10 до 930,0·10 включ.	От 230,0·10 до 930,0·10 включ.	От 230,0·10 до 930,0·10 включ.
, °C	От 414,0·10 до 1674,0·10 включ.	От 414,0·10 до 1674,0·10 включ.	От 414,0·10 до 1674,0·10 включ.
Определяющие пределы и единицы измерения выделены полужирным курсивным шрифтом.

4.2 Следует учитывать, что корректны только уровни прецизионности определяющих значений, представленные в таблице 1. Значения для переведенных единиц были округлены до значащих цифр и как округленные величины выпадают за пределы, установленные определяющими значениями.

4.3 В таблице 2 приведены перекрестные ссылки между исторически сложившимися обозначениями таблиц и соответствующими разделами API MPMS Chapter 11.1-2004/дополнение к IP 200/04/дополнение к ASTM D 1250-04 (ADJD1250CD). Следует учитывать, что процедурами по пунктам 11.1.6.3 (единицы Американской системы мер) и 11.1.7.3 (единицы СИ) предусмотрены методы корректирования измерений плотности в режиме реального времени до стандартных условий и затем вычисления коэффициентов CTPL для непрерывных корректировок объема к стандартным условиям.

Таблица 2 — Перекрестные ссылки

Историческое обозначение таблицы	Раздел API MPMS, в котором описана процедура
5 А, В, D	11.1.6.2
23 А, В, D	11.1.6.2
6 А, В, С, D	11.1.6.1
24 А, В, С, D	11.1.6.1
53 А, В, D	11.1.7.2
59 А, В, D	11.1.7.2.
54 А, В, С, D	11.1.7.1
60 А, В, С, D	11.1.7.1

4.4 При использовании стеклянного ареометра для измерения плотности жидкости необходима специальная корректировка на термическое расширение стекла, если температура измерения отличается от температуры, при которой калибровали ареометр. В таблицах 1980 г. (CTL) были приведены обобщенные уравнения для корректировки показаний стеклянного ареометра, составляющие часть напечатанных таблиц с нечетной нумерацией. Однако подробные процедуры корректирования показаний стеклянного ареометра не включены в API MPMS Chapter 11.1-2004/дополнение к IP 200/04. Пользователь стандарта должен руководствоваться соответствующим разделом главы 9 API MPMS или другим стандартом на опрелеление плотности ареометром.

4.5 Набор коррелляций, приведенный в API MPMS Chapter 11.1-2004/дополнение к IP 200/04, применим к нефтяным жидкостям, таким как нефти, нефтепродукты и смазочные масла, являющимся однофазными жидкостями при нормальных рабочих условиях. В приведенной в настоящем стандарте классификации жидкостей используют характерные для промышленности термины, допускается использовать национальную терминологию. Этот перечень носит рекомендательный характер.

4.6 Нефти

Нефть плотностью в диапазоне от минус 10 градусов API до плюс 100 градусов API рассматривают как соответствующую товарной группе «Обобщенные нефти». Нефти, стабилизированные для транспортирования и хранения с плотностями в градусах API, находящимися в указанном диапазоне, рассматривают как часть группы «Нефть». К указанной группе также относится авиационное топливо для реактивных двигателей В (JP-4).

4.7 Нефтепродукты

Считают, что, если жидкость попадает в одну из групп «Обобщенные нефтепродукты», ее рассматривают на соответствие товарной группе «Обощенные нефтепродукты». Следует учитывать, что описание продуктов носит общий характер. Плотность некоторых продуктов в товарных спецификациях может частично перекрывать диапазон плотности смежного класса (например, дизельное топливо с низкой плотностью может находиться в группе топлив для реактивных двигателей). В таких случаях продукт следует относить к классу по значению плотности, а не по его характеристикам.

Нефтепродукты подразделяют на следующие группы.

4.7.1 Бензин

Автомобильный бензин и компонент смешивания без доочистки и облагораживания диапазоном плотности от 50 градусов API до 85 градусов API. Эта группа включает в себя следующие товарные продукты: бензин премиум, высокооктановый неэтилированный бензин, автомобильный бензин, неэтилированный бензин, автомобильный бензин с низким содержанием свинца, низкооктановый автомобильный бензин, бензин каталитического крекинга, алкилат, бензин глубокого крекинга, нафта, реформулированный бензин, авиационный бензин.

4.7.2 Топлива для реактивных двигателей

Топлива для реактивных двигателей, керосин и растворители Стоддарта диапазоном плотности приблизительно от 37 градусов API до 50 градусов API. Эта группа включает в себя товарные продукты, идентифицируемые как авиационный керосин К1 и К2, авиационное топливо Jet А и Jet А-1, керосин, растворитель Стоддарта, топлива JP-5 и JP-8.

4.7.3 Нефтяное топливо

Дизельные топлива, котельные топлива, топочные мазуты диапазоном плотности приблизительно в пределах от минус 10 градусов API до плюс 37 градусов API. Эта группа включает в себя товарные продукты, идентифицируемые как котельные топлива N 6 и РА, малосернистое котельное топливо, низкотемпературное котельное топливо (LT), котельное топливо, легкое малосернистое котельное топливо (LLS), котельные топлива N 2, топочный мазут, автомобильное дизельное топливо, газойль, топочный мазут N 2, дизельное топливо, печное топливо, дизельное топливо премиум.

4.8 Смазочные масла

Смазочные масла соответствуют рассматриваемой товарной группе «Смазочные масла», если их базовый компонент выработан из дистиллятных нефтяных фракций или получен деасфальтизацией. В соответствии с API MPMS Chapter 11.1-2004/дополнение к IP 200/04/дополнение к ASTM D 1250-04 (ADJD1250CD) смазочные масла имеют тепературу начала кипения выше 700°F (370°С) и плотность в диапазоне приблизительно от минус 10 градусов API до плюс 45 градусов API.

4.9 Жидкости специального назначения

Жидкости специального назначения обычно являются относительно чистыми продуктами или однородными смесями со стабильным химическим составом, полученными из нефти (или на нефтяной основе с незначительным количеством других компонентов). Эти жидкости были проанализированы для установления коэффициента термического расширения для конкретной жидкости. Таблицы для жидкостей специального назначения следует использовать в следующих случаях.

4.9.1 Параметры групп обобщенных нефтепродуктов неоднозначно представляют свойства термического расширения жидкостей.

4.9.2 Точный коэффициент термического расширения можно определить экспериментально. Рекомендуется использовать не менее 10 измерений плотности/температуры. Процедура вычисления коэффициента термического расширения по данным измеренной плотности приведена в 11.1.5.2 API MPMS Chapter 11.1-2004/дополнение к IP 200/04.

4.9.3 По согласованию изготовителя с потребителем при спорных ситуациях можно использовать вычисленный коэффициент термического расширения.

4.9.4 Конкретные примеры

Примеры

4.10 Подробное описание процедуры применения для определенных углеводородных жидкостей приведено также в 11.1.2.4 и 11.1.2.5 API MPMS Chapter 11.1-2004/дополнение к IP 200/04.

      5 Историческая справка

5.1 Таблицы измерения нефти и нефтепродуктов 1980 г. основаны на данных, полученных с использованием Международной практической температурной шкалы 1968 г. (IPTS-68), которая в 1990 г. была заменена Международной температурной шкалой (IPTS-90). Это учтено в API MPMS Chapter 11.1-2004/дополнение к IP 200/04 корректировкой вводимых значений температуры к шкале IPTS-68 перед выполнением других вычислений. Стандартные плотности также корректируют с учетом небольших изменений, связанных со значениями стандартной температуры.

5.2 Принятое значение стандартной плотности воды при 60°F незначительно отличается от значения, приведенного в таблицах измерения параметров нефти и нефтепродуктов 1980 г. Уточненное значение плотности воды относится только к таблицам, основанным на относительной плотности и плотности в градусах API, т.е. устаревшим таблицам 5, 6, 23 и 24. Она также затрагивает таблицы пересчета значений в API MPMS Chapter 11.5, части 1-3-2008 (взамен API MPMS Chapter 11.1- 1980, тома Х1 и Х11).

5.3 В 1988 г. IP разработал процедуры для температуры 20°С (таблицы 59А, В и D и 60А, В и D) дополнительно к таблицам при температуре 15°С. Эта работа была проведена для стран, использующих температуру 20°С как стандартную. Несмотря на то, что API никогда не публиковал эти таблицы, их приняли как международные в качестве ссылочного документа для ISO 91-2, который дополняет ISO 91-1 для температур 60°F и 15°С и основан на томе X стандарта API MPMS Chapter 11.1-1980/дополнение к IP 200. При пересмотре в 2004 г. API MPMS глава 11.1/дополнение к IP 200 включены таблицы при температуре 20°С. При использовании таблиц с единицами СИ получают результаты, идентичные получаемым при использовании таблиц при 60°F. Эти процедуры можно адаптировать для таблиц при любой требуемой температуре.

5.4 Процедуры для таблиц, касающихся смазочных масел, впервые приведены в IP N 2 для измерения параметров нефти и нефтепродуктов: руководство для пользователей таблиц по измерению параметров нефти и нефтепродуктов (API 2540; IP 200; ANSI/ASTM D 1250) и в последующих таблицах для температуры 20°С. В настоящее время данная процедура является частью настоящего стандарта.

Также данная процедура включена в API MPMS Chapter 11.1-2004/дополнение к IP 200/04.

5.6 Для удовлетворения потребностий промышленности в таблицы включены более низкие значения температуры и более высокие значения плотности (т.е. для более низких значений плотности в градусах API).

5.7 При измерении плотности на производстве в режиме реального времени предпочтение отдают цифровым плотномерам. Такие измерения часто проводят при давлениях выше атмосферного. Этот факт следует учитывать наряду с любым температурным эффектом при определении плотности в стандартных условиях. Поэтому поправки на давление и температуру следует объединить в единую процедуру.

5.8 Не используют округление и отбрасывание исходных и промежуточных данных. Окугление применяют исключительно к конечному значению CTPL.

5.9 Конечное значение CTPL округляют в соответствии с приложением, для которого применяют поправочный коэффициент. Если нет других указаний, округляют до пятого десятичного знака. Также API MPMS Chapter 11.1-2004/дополнение к IP 200/04 содержит механизм получения промежуточных неокругленных коэффициентов, которые при объединении дают общее округленное значение CTPL.

5.10 Таблицы измерений параметров нефти и нефтепродуктов 1980 г. реализуют процедуру, использующую целые числа, дополнительно допускается использовать программное обеспечение. В настоящее время используют математическую процедуру с двойной точностью — так называемую процедуру с плавающей запятой.

5.11 Пересмотренные API MPMS Chapter 11.2.1 и 11.2.1М в настоящее время включены в API MPMS Chapter 11.1-2004. Версии 1984 г. обоих документов остаются доступными как историческая первооснова.

5.12 Предыдущие издания таблиц были основаны на измерениях плотности с использованием стеклянных ареометров. API MPMS Chapter 11.1-2004/дополнение к IP 200/04 основан на вводимых значениях плотности и без поправок для стеклянного ареометра. Если плотность была измерена с использованием стеклянного ареометра, перед вычислениями полученные значения плотности корректируют.

Приложение А1

(обязательное)

Руководство для таблиц по измерению параметров нефти и нефтепродуктов

[ASTM D 1250-80, API MPMS Chapter 11.1-1980, IP 200/80 (90)]

А1.1 Область применения

А1.1.1 Таблицы параметров нефти и нефтепродуктов применяют для вычисления количества нефти и нефтепродуктов в стандартных условиях в любой из трех широко используемых системах измерений. Таблицами предусмотрено стандартное вычисление измерения количества нефтяных жидкостей независимо от места происхождения, назначения или единиц измерения, используемых традиционно или по договоренности.

А1.1.2 В таблицах измерений параметров нефти и нефтепродуктов, опубликованных в 1980 г., за исключением таблиц 33 и 34 (которые были переизданы без изменений), представлены значительные концептуальные отступления от предыдущих версий. Таблицы измерения параметров нефти и нефтепродуктов переработаны с учетом использования программного обеспечения. В настоящем стандарте не приведены таблицы измерения параметров нефти и нефтепродуктов и системы уравнений, используемые для определения плотности, а описаны процедуры, основанные на компьютерных подпрограммах для таблиц 5, 6, 23, 24, 53 и 54. Стандартизация реализованных процедур подразумевает стандартизацию системы математических выражений, включая процедуры последовательных вычислений и округления, используемых в программном обеспечении. Строгое выполнение методик вычисления позволяет получать идентичные результаты при использовании разных компьютерных программ и спецификаций. Поэтому издаваемые процедуры реализации являются основополагающим стандартом, распределенные подпрограммы являются вторичным стандартом, а опубликованные таблицы выпущены для удобства пользователей.

Примечание А1.1 — Опубликованные таблицы заменяют предыдущие издания таблиц измерения параметров нефти и нефтепродуктов по ANSI/ASTM D 1250, IP 200 и API 2540.

А1.2 Нормативные ссылки

В настоящем приложении использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

А1.2.1 ASTM D 287 Test method for API gravity of crude petroleum and petroleum products (Hydrometer method) [Метод определения плотности в градусах API нефтей и нефтепродуктов (метод с использованием ареометра)]

Petroleum measurement tables — 1980 (Таблицы измерения параметров нефти и нефтепродуктов — 1980 г.)

Historical edition petroleum measurement table — 1952 (Историческое издание таблицы измерения параметров нефти и нефтепродуктов — 1952 г.)

А1.3 Информационная поддержка

А1.3.1 Полное собрание новых совместно изданных таблиц ASTM-API-IP является результатом тесного сотрудничества между Американским обществом по тестированию материалов, Американским иститутом нефти и Институтом нефти (Лондон). В соответствии со сложившейся мировой практикой стандартизованных измерений Американский национальный институт стандартов и Британский институт стандартов одобрили пересмотренные таблицы в качестве Американского национального стандарта и Британского стандарта. В дополнение, каждый в соответствии с компетенцией Секретариата Международной организации по стандартизации ТС 28 и ТС 28/SC 3, ANSI и BSI принимал участие в продвижении пересмотренных таблиц с целью их утверждения в качестве международного стандарта Международной организации по стандартизации. Обозначение ASTM D 1250 применено ко всем 35 таблицам раздела А1.5. Обозначение Энергетического института для полного набора таблиц — IP 200/80.

А1.4 Назначение и применение

А1.4.2 В основных таблицах приведены следующие диапазоны измерений:

Таблица А	Таблица В	Таблица С
Градусы API	°F	Градусы API	°F		°F
От 0 до 40 включ.	От 0 до 300 включ.	От 0 до 40 включ.	От 0 до 300 включ.	От 270 до 510·10 вкл.	От 0 до 300 включ.
Св.40 до 50 включ.	Св.0 до 250 включ.	Св.40 до 50 включ.	Св.0 до 250 включ.	Св.510 до 530 включ.	Св.0 до 250 включ.
Св.50 до 100 включ.	Св.0 до 200 включ.	лСв.50 до 85 вкюч.	Св.0 до 200 включ.	Св.530 до 930 включ.	Св.0 до 200 включ.

Дополнительные таблицы, кроме таблиц 33 и 34, охватывают диапазон таблицы А.

А1.4.3 Таблицы, содержащие корректировку плотности к стандартной температуре, основаны на предположении, что измерения были проведены с использованием стеклянного ареометра (ASTM D 287) с учетом поправки на термическое расширение стекла стандартного ареометра. При использовании поточных плотномеров компьютерная программа не учитывает поправку для ареометра.

А1.5 Таблицы по настоящему стандарту

Том I:

— таблица 5А — обобщенные нефти, корректировка наблюдаемой плотности в гардусах API к плотности в градусах API при 60°F;

— таблица 6А — обобщенные нефти, корректировка объема к 60°F с использованием плотности в градусах API при 60°F.

Том II:

— таблица 5В — нефтепродукты, корректировка наблюдаемой плотности в градусах API к плотности в градусах API при 60°F;

— таблица 6В — нефтепродукты, корректировка объема к 60°F с использованием плотности в градусах API при 60°F.

Том III:

— таблица 6С — коэффициенты поправки объема для отдельных продуктов и специальных применений, корректировка объема к 60°F с использованием коэффициентов термического расширения при 60°F.

Том IV:

— таблица 23А — обобщенные нефти, корректировка наблюдаемой относительной плотности к относительной плотности 60/60°F;

— таблица 24А — обобщенные нефти, корректировка объема к 60°F с использованием относительной плотности при 60/60°F.

Том V:

— таблица 23В — нефтепродукты, корректировка наблюдаемой относительной плотности в относительную плотность при 60/60°F;

— таблица 24В — нефтепродукты, корректировка объема к 60°F с использованием относительной плотности при 60/60°F.

Том VI:

— таблица 24С — коэффициенты поправки объема для отдельных продуктов и специальных применений, корректировка объема к 60°F с использованием коэффициентов термического расширения при 60°F.

Том VII:

— таблица 53А — обобщенные нефти, корректировка наблюдаемой плотности к плотности при 15°С;

— таблица 54А — обобщенные нефти, корректировка объема к 15°С с использованием плотности при 15°С.

Том VIII:

— таблица 53В — нефтепродукты, корректировка наблюдаемой плотности к плотности при 15°С;

— таблица 54В — нефтепродукты, корректировка объема к 15°С с использованием плотности при 15°С.

Том IX:

— таблица 54С — коэффициенты поправки объема для отдельных продуктов и специальных применений, корректировка объема к 15°С с использованием коэффициентов термического расширения при 15°С.

Том X:

— подготовка, разработка и применяемые процедуры.

Тома XI и XII:

— таблицы 2, 3, 4, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 21, 22, 26, 27, 28, 29, 30, 31, 51, 52 и 58 переизданы без изменений;

— таблица 33 — уменьшение относительной плотности при 60°F для сжиженных нефтяных и природного газов;

— таблица 34 — уменьшение объема при 60°F в зависимости от относительной плотности при 60/60°F для сжиженных нефтяных газов.

Приложение ДА

(справочное)

Сведения о соответствии межгосударственных стандартов ссылочным стандартам

Таблица ДА.1

Обозначение и наименование ссылочного стандарта	Степень соответствия	Обозначение и наименование межгосударственного стандарта
API MPMS Chapter 11.1-2004 Поправочные коэффициенты объема в зависимости от давления и температуры для нефтей, нефтепродуктов и смазочных масел	—	*
API MPMS Chapter 11.2.1 Коэффициенты сжимаемости для углеводородов: диапазон плотности — от 0 градусов API до 90 градусов API	—	*
API MPMS Chapter 11.2.1M Коэффициенты сжимаемости для углеводородов: диапазон плотности — от 638 до 1074 кг/м	—	*
API MPMS Chapter 11.5 Преобразование плотность-масса-объем	—	*
ISO 91-1:1992 Таблицы измерения параметров нефти. Часть 1. Таблицы, основанные на стандартных температурах 15°С и 60°F	—	*
ISO 91-2:1991 Таблицы измерения параметров нефти и нефтепродуктов. Часть 2. Таблицы, основанные на стандартной температуре 20°С	—	*
* Соответствующий межгосударственный стандарт отсутствует. До его утверждения рекомендуется использовать перевод на русский язык данного стандарта. Перевод данного стандарта находится в Федеральном информационном фонде технических регламентов и стандартов.

УДК 665.61+665.71:542.3:006.354	МКС	75.040		IDT
			75.080
Ключевые слова: нефть и нефтепродукты, руководство по использованию таблиц измерения параметров

Тарас

Дефектоскопист всея Руси

• #61

• 

  API Spec 5ST-2010 (2015).pdf

  834 KB

  · Просмотры: 86

• #62

Здравствуйте.Мне нужн ваш помош. Информация о МАГПОРТАБУР.
И DS-1 standart.

• #63

Последнее редактирование: 10.08.2018

• #64

Здравствуйте! Помогите пжл найти новые стандарты API 7 по бурильным трубам. Буду очень благодарна.

• #65

Добрый день!

Скажите, пожалуйста, здесь есть у кого-нибудь API 650 на русском языке новой версии или хотя бы предыдущей.

Тарас

Дефектоскопист всея Руси

• #67

первая ссылка — файл удален
вторая — англ вариант…

P.S. у кого сохранился перевод 2007г. ?

• #68

API 650 11ed 2007 rus «Сварные резервуары для хранения нефти»
Источник

• 

  API_650_2007_11_rus.pdf

  7.1 MB

  · Просмотры: 115

• #69

Спасибо за кучу полезных APIшек

• #71

to much thnaks it helped me to much

• #72

Здравствуйте, не могли бы помочь с
«API 2540 Руководство по нефтяным измерительным стандартам» на любом языке.
Спасибо

Тарас

Дефектоскопист всея Руси

• #75

Большое спасибо за файлы!!!!
Очень нужная и полезная информация!!!

• #78

все API RP и API Spec можно свободно скачать (через то рр ент) на http://www.snti.ru/

на этой странице вы регистрируетесь, отправляя электронное письмо или оплачиваете подписку?

Спасибо

• #79

на этой странице вы регистрируетесь, отправляя электронное письмо или оплачиваете подписку?

Спасибо

торренты (magnet-URL) выложенные на этом сайте (регулярно обновляемые) скачиваются бесплатно

если есть вопросы — их можно задать по e-mail (всегда отвечают)

P.S. сегодня данная раздача была обновлена

• #80

Добрый день.
Не могу найти API 7, скиньте, пожалуйста. Или он заменён на API 7-1?