ГОСТ 3900-85 — Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности. Плотность нефти гост 3900


ГОСТ 3900-85 - Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности

Метод применяется для определения плотности нефти и нефтепродуктов ареометром для нефти.

Сущность метода заключается в погружении ареометра в испытуемый продукт, снятии показания по шкале ареометра при температуре определения и пересчете результатов на плотность при температуре 20 град. С.

Статус: действующий

Английское название: Petroleum and petroleum products. Methods for determination of density

Дата актуализации текста: 15.03.2008

Дата актуализации описания: 01.02.2008

Дата регистрации: 20.12.1985

Дата введения в действие: 01.01.1987

Взамен: ГОСТ 3900-47

Дата издания: 01.02.2006

Переиздание: переиздание с поправкой и изм. 1

Дата последнего изменения: 04.04.2006

Поправки и изменения: Изменение №1 к ГОСТ 3900-85 от 01.01.1992 (текст интегрирован в текст или описание стандарта).

gost_3900-85_00gost_3900-85_01gost_3900-85_02gost_3900-85_03

gost_3900-85_00gost_3900-85_01gost_3900-85_02gost_3900-85_03

gost_3900-85_00 gost_3900-85_01gost_3900-85_02gost_3900-85_03

gost_3900-85_00gost_3900-85_01gost_3900-85_02gost_3900-85_03

gost_3900-85_00gost_3900-85_01gost_3900-85_02gost_3900-85_03

gost_3900-85_00gost_3900-85_01gost_3900-85_02gost_3900-85_03

gost_3900-85_00gost_3900-85_01gost_3900-85_02gost_3900-85_03

gost_3900-85_00gost_3900-85_01 gost_3900-85_02gost_3900-85_03

gost_3900-85_00gost_3900-85_01gost_3900-85_02gost_3900-85_03

autolubricants.info

ГОСТ 3900-85 Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности

Название англ.: Petroleum and petroleum products. Methods for determination of density

Содержание госта: Метод применяется для определения плотности нефти и нефтепродуктов ареометром для нефти. Сущность метода заключается в погружении ареометра в испытуемый продукт, снятии показания по шкале ареометра при температуре определения и пересчете результатов на плотность при температуре 20 град. С

Похожие документы

  • ГОСТ Р 52179-2003 Маргарины, жиры для кулинарии, кондитерской, хлебопекарной и молочной промышленности. Правила приемки и методы контроля
  • ГОСТ Р 8.580-2001 Государственная система обеспечения единства измерений. Определение и применение показателей прецизионности методов испытаний нефтепродуктов
  • ГОСТ Р ЕН ИСО 20846-2006 Нефтепродукты. Определение содержания серы методом ультрафиолетовой флуоресценции
  • ГОСТ Р 52716-2007 Воздух рабочей зоны. Определение массовой концентрации монооксида углерода. Метод с использованием индикаторных трубок с непосредственным отсчетом показаний и ускоренным отбором проб
  • ГОСТ Р 52733-2007 Атмосферный воздух. Определение диоксида серы. Ультрафиолетовый флуоресцентный метод
  • ГОСТ Р 52416-2005 Концентраты пищевые. Гравиметрический метод определения массовой доли золы

znaytovar.ru

Гост 3900-85 межгосударствен ный стандарт нефть и нефтепродукты методы определения плотности

ГОСТ 3900-85

МЕЖГОСУДАРСТВЕН НЫЙ СТАНДАРТ

НЕФТЬ И НЕФТЕПРОДУКТЫ

МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПЛОТНОСТИ

ИПК ИЗДАТЕЛЬСТВО СТАНДАРТОВ

Москва

МЕЖГОСУДАРСТВ ЕН НЫЙ СТАНДАРТ

НЕФТЬ И НЕФТЕПРОДУКТЫ

Методы определения плотности

Petroleum and petroleu m products.

Methods for determination of density

ГОСТ

3900-85

Дата введения 01 .01 .87

1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПЛОТНОСТИ АРЕОМЕТРОМ

Метод применяется для определения плотности нефти и нефтепродуктов ареометром для нефти.

1.1. Сущность метода

Сущность метода заключается в погружении ареометра в испытуемый продукт, снятии показания по шкал е ареометра при т емпературе определен ия и пересчете результатов на плотность при температуре 20 °С .

1 .2 . Аппаратура

Ареометры для нефти по ГОСТ 18481 . Допускается применять аналогичные ареометры, отградуированные по нижнему мениску.

Цилиндры для ареометров стеклянные по ГОСТ 18481 или металлические соответствующих размеров.

Термометры ртутные стеклянные типа ТЛ- 4 № 4 по ТУ 25-2021 .003 или термометры стеклянные для испытаний нефтепродуктов типа ТИН 5 по ГОСТ 400 при использовании ареометров типа АН. Термометр должен быть калиброван на полное погружение.

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

1 .3 . Подго тов ка к ис пытанию

Отбор проб , - по ГОСТ 2517.

В зависимости от свойств испытуемого продукта пробу до в одят до температуры и спытания, указанной в табл. 1.

В случаях, не предусмотренных табл. 1, пробу испытуемого продукта выдерживают при температуре окружающей среды до достижения этой температуры.

Для измерения количества нефти или нефте п родукта по объему (или обратного пересчета) плотность определяют при температуре, при которой известен объем.

1.4 . Проведение испыт ания

1 .4 .1 . Цилиндр для ареометров устанавливают на ровной поверхности. Пробу испытуемого продукта наливают в цилиндр, имеющий ту же температуру, что и проба, избегая о бразован ия пузырьков и потерь от испарения. Пузырьки воздуха, которые образуются на поверхности, снимают фил ьтров альной бумагой.

1 .4 .2 . Температуру и спытуемой пробы изме ряют до и после измерения плотности по термометру ареометра (при испытании темных не фтепродуктов термометр ареометра приподнимают над уровнем жи дкости настолько, чтобы был виден верхний конец столбика термометрической жидкости и можно было отсчитать температуру) или дополни те льным терм ометром. Температуру поддержи вают постоянной с погрешностью не более 0,2 ° С.

Таблица 1

В и д испытуемого продукта Характер и стика п род укта Тем п ература испытания
Лег к олетучий Давлен и е насыщенных паров ниже 180 к Па Охлаждают в закрытом сосуде до 2 ° С и ниже
Средней летучест и Температура начала кипения н е выше 120 °С Охлаждают в закрытом сосуде до 20 ° С и ниже
Средней летучести и вязкий Температура начала к и пени я не выше 120 °С, очень вязкий при 20 °С Нагревают до м и нимальной температуры для приобретения достаточн ой текучести
Нелетучий Температура начала кипен и я выше 120 ° С Испытывают пр и любой температуре не выше 90 ° С
1 .4 .3 . Чистый и сухой ареометр медленно и осторожно опускают в цилиндр с испытуемым про ду ктом, поддерживая ареометр за верхний конец, не допуская смачиван ия части стержня, расположенной выше уровня погружения ареометра.

1 .4 .4 . Когда ареометр установится и прекратятся его колебани я, отсчитывают показания по верхнему краю мениска, при этом глаз находится на уровне мениска (черт. 1). Отсчет по шкале ареометра соответствует плотности нефтепродукта при температуре испытания ρ (масса продукта содержащейся в единице его объема, г/см3).

При использовании ареометров , градуи рованных по нижнему мениску, показания отсчитывают в соответствии с черт. 2 и вносят поправку на мениск в соответствии с табл. 2.

Таблица 2

Наименование показателя Диапазон измеряемо й плотн ости Цена де л ени я ареом етра Допускаемая погрешность измерени я Поправка на м ени ск
Плотность при 20 ° С, ρ, г/см3 От 0 ,60 до 1 ,00

» 0 ,60 » 1 ,10

0 ,0005

0 ,001

± 0,0003

± 0 ,0006

+ 0 ,0007

+ 0 ,0014

Ч е рт. 1

Черт. 2

1 .4 .5 . Об работ ка результатов

Измеренную температуру испытания округл я ют до б лижайшего значения темпе ратуры, указанной в табли це обязательного приложения 1.

По округленному значению температуры и плотности, ρ , определенной по шкале ареометра, находят плотность испытуемого продукта при 20 ° С по таблице обязательного приложения 1.

Пример пересчета плотности, измеренной при температуре испытания, на плотность при температуре 20 °С , дан в обязательном приложении 1. За результат испытания принимают среднее арифметическое двух определений.

Для нефти и нефтепродуктов, пред н азначенных на экспорт, допускается пересчитывать измеренную плотность на плотность при 15 ° С по таблицам МС ИСО 91 /1-82 , при пересчете массы нефти и нефтепродуктов в массовых единицах (тонны) на объемные (баррели) вносят поправку в соответствии с обязательным приложением 2.

1 .4 .6 . Точность метода

1 .4 .6 .1 . Сходимость

Два результата определений, полученные одним исполнителем, признаются достоверным и (с 95 %-ной доверительной вероятностью), если расхождение между ними не превышает 0 ,0005 г/ см3 для прозрачных продуктов; 0 ,0006 г/см3 - для темных и непрозрачных продуктов.

1.4 .6 .2 . Воспроизводимость

Два результата испытаний, полученные в двух лабораториях, признаются достоверными (с 95 %-ной доверительной вероятностью), если расхождение между ними не превышает 0,0012 г/см3 для прозрачных продуктов; 0 ,0015 г/см3 - для темных и непрозрачных продуктов.

2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПЛОТНОСТИ И ОТНОСИТЕЛЬНОЙ ПЛОТНОСТИ ПИКНОМЕТРОМ

2 .1 . Сущность метода

Метод основан на определении относительной плотности - отношения массы испытуемого продукта к массе воды, взятой в том же о бъеме и при той же температуре. Так как за единицу массы принимается масса 1 см3 воды при температуре 4 ° С, то плотность, выраженная в г/см3, будет численно равна плотности по отношению к воде при температуре 4 ° С.

2 .2 . Оп ределен ие плотности и относительной плотности пикнометром с капилляром в пробке и ме ткой

Метод применяется для определения плотности нефти, жидких и твердых нефтепродуктов, а также гудронов , асфальтов, битумов, креозота и смеси этих продуктов с нефтепродуктами, кроме сжиженных и сухих газов, получаемых при переработке нефти и легколетучих жидкостей, дав ление насыщенных паров которых определенное по ГОСТ 1756, превышает 50 кП а, или начало кипения которых ниже 40 ° С.

Плотность продуктов определяют при температуре 20 ° С.

2 .1 , 2 .2 . (Измененная редакция, Изм. № 1 ).

2 .2 .1 а. Отбор проб проводят по ГОСТ 2517 .

(Введен дополнительно, Изм. № 1 ).

2 .2 .1 . Аппаратура , реактивы и мате риалы

Пикнометры типов ПЖ- 1 , ПЖ-2 , ПЖ-3 , ПТ по ГОСТ 22524 или другого типа, обеспечивающие ту же точность.

Термометры ртутные стеклянные типа ТЛ- 4 № 4 по ТУ 25-2021 .003 или термометры стеклянные для испытаний нефтепродуктов типа ТИН 5 по ГОСТ 400.

В случае разногласий применяют термометр с ценой деления 0 ,05 ° С, калиброванный на полное погружение.

Термостат или водяная баня для поддержания температуры 20 °С с погрешностью не более 0 ,1 °С; в качестве водяной бани можно использовать стакан любого исполнения (с мешалкой) вместимостью не менее 1 дм3 по ГОСТ 25336.

Весы аналитические с погрешностью взвешивания не более 0 ,0002 г.

Пипетка с оттянутым капилляром.

Хромовая смесь (60 г двухром ов окислого калия по ГОСТ 2652, 0,1 дм3 дистиллиров анной воды и 1 дм3 серной кислоты, х.ч., и ли ч.д.а . по ГОСТ 4204) .

Спирт этиловый ректификованны й технический по ГОСТ 18300 или спирт этиловый техни ческий по ГОСТ 17299.

Ацетон по ГОСТ 2603.

Нефра с -С 50 /170 по ГОСТ 8505.

Не ф рас по ГОСТ 8505.

Вода дистиллированная, р Н = 5 ,4 - 6 ,5 .

Ткань мягкая без в орсовая.

Эфир этиловый технический по ГОСТ 8981.

(И змененная редакция, Изм . № 1 ).

2 .2 .2 . Подготовка к испытанию.

2 .2 .2 .1 . Пикнометр и пробку с капилляром тщательно моют хромовой смесью, затем водой, ополаскивают дистиллированной водой, потом ацетоном и ли спиртом. Такую промывку ведут перед калибровкой или при неравномерном смачивании пикнометра жидкостью.

Перед повторным испытанием пикнометр промывают бензином или други м раств орителем, затем высушивают.

Для предотвращения появления статического заряда поверхность пикнометра протирают слегка увлажненным куском ткани. Статический заряд можно снять, если подуть на пикнометр.

2 .2 .2 .2 . Устанавливают «водное число» пикнометра, то есть массу воды в объеме пикнометра при температуре 20 °С.

Подготовленный по п. 2.2.2.1 пикнометр взвешивают с погрешностью не более 0 ,0002 г, наполняют при помощи пипетки дистиллированной свежепрокипяченной и охлажденной до 18 - 20 ° С водой (пикнометр типов ПЖ-1 , ПЖ-2 , ПТ - немного выше метки, пикнометр типа ПЖ-3 - до полного заполнения), следя за тем, чтобы в пикнометр не попали воздушные пузырьки, и погружают до горловины в термостат или баню с температурой 20 °С.

Пикнометр выдерживают при 20 °С в течение 30 мин. Когда уровень воды в шейке пикнометра меткой перестанет изменяться, избыток воды отбирают пипеткой или фильтровальной бумагой и вытирают шейку пикнометра внутри. Уровень воды в пикнометре устанавливают по верхнему краю мениска.

В пикнометре с капилляром в пробке вода выступает из капилляра, избыток ее снимают фильтровальной бумагой.

Пикнометр с установленным при 20 ° С уровнем воды тщательно вытирают снаружи безворсовой тканью, снимают статический заряд и взвешивают с погрешностью не более 0 ,0002 г. «Водное число» пикнометра ( m ) вычисляют по формуле

m = m c - m 0 ,                                                                   ( 1 )

где m c     - масса пикнометра с водой, г;

m 0     - масса пустого; пикнометра, г.

«Водное число» пикнометра устанавливают перед первым использованием пикнометра и не реже одного раза после 20 определений плотности продуктов.

При установлении «водного числа» пикнометра производят не менее трех определений. За результат испытаний принимают среднее арифметическое трех последовательных определений.

При необходимости определения плотности или относительной плотности при температуре выше или ниже 20 °С пикнометр градуируют и проверяют при той же температуре, при которой определяют плотность.

(И змененная редакция, Изм. № 1 ).

2 .2 .2 .3 . При определении плотности вязкого продукта последн ий предв арительно нагревают до 50 - 60 ° С, твердый продукт предварительно измельчают на кусочки.

2 .2 .3 . Проведе ние испытания

2 .2 .3 .1 . Проведение и спытан ия жидки х нефт епр одуктов

Пикнометр, подобранный в зависимости от свойств испытуемого продукта и подготовленный по п. 2.2.2.1, взвешивают с погрешностью не более 0 ,0005 г, если вместимость пикнометра более 25 см3, и с погрешностью не более 0 ,0002 , если вместимость пикнометра менее 25 см3.

Пикнометр, подгото в ленный по п. 2.2.2.1, с установленным «в одным числом», заполняют испытуемым продуктом с помощью пипетки при температуре 18 - 20 ° С (пикнометр типов ПЖ-1, ПЖ-2 , ПТ - немного выше метки, а пикнометр типа ПЖ-3 - до полного заполнения), стараясь не задеть стенки пикнометра, не допуская возникновения пузырьков. Пикнометр закрывают пробкой, погружают до горловины в термостат или баню с температурой 20 °С и выдерживают до тех пор, пока уровень испытуемого продукта не перестанет изменяться (как правила не менее 30 мин). Избыток продукта отбирают пипеткой или фильтровальной бумагой. Уровень продукта в пикно метре устан авливают по верхнему краю мениска. В пикнометре с капилляром в пробке продукт выступает из капилляра и и збыток его снимают фильтровальной бумагой.

Пикнометр с испытуемым нефтепродуктом вынимают из ба н и, охлаждают при температуре, которая н емного н иже заданной температуры, тщательно вытирают снаружи, удаляют статическое электричество и взвешив ают с указанной выше по грешностью.

2 .2 .3 .2 . п роведение и спытания тв ерды х и вязк их нефтепро дук тов

Пикнометр, подготовленный по п. 2.2.2.1, с установленным « в одным числом» взвешивают с по грешностью не более 0 ,0002 г, заполняют (примерно наполовину) нагретым до 50 - 60 ° С вязким испытуемым продуктом так, чтобы продукт не попал на стенки пикно метра, нагревают до (90 ± 10 ) ° С (в зависимости от вязкости продукта) в течение 20 - 30 мин для удаления пузырьков воздуха и дают ему охладиться в термостате или водяной бане до температуры 20 ° С.

При определении плотности твердого продукта пикнометр заполняют (примерно наполовину) мелкими кусочками продукта и затем помещают в термостат при температуре на 10 ° С выше его температуры плавления, но не ниже 100 ° С для удалени я воздуха и полного расплав ления.

Когда пикнометр частично (примерно наполовину заполнен, нагрет и охлажден до температуры, близкой к 20 °С, его взвешивают с погрешностью не более 0 ,0005 г.

В пикнометр с испытуемым продуктом наливают свежепрокипяченную дистиллированную воду , вытесняя таким образом воздух, воздушные пузырьки снимают тонкой проволокой. Заполненный пикнометр погружают до горловины в баню (или термостат) при 20 °С или другой заданной температуре и выдерживают не менее 30 мин, пока все воздушные пузырьки не выйдут на поверхность и уровень жидкости в пикнометре не установится. Затем пикнометр закрыв ают крышкой (пробкой) с капиллярной трубкой, имеющей температуру испытания, не допуская в озникновения воздушных пузырьков под крышкой (пробкой). Удаляют избыток воды с поверхности капиллярной трубки, мениск жидкости в капиллярной трубке устанавливают на уровне поверхности крышки (пробки).

Пикнометр вынимают из бани и охлаждают до температуры, которая немного ниже температуры испытания.

Сухой мягкой тканью с поверхности пикнометра снимают остатка воды и нефтепродукта, удаляют статическое электричество и взвешивают с погрешностью не более 0 ,0005 г.

2 .2 .3 .1 , 2 .2 .3 .2 . (Измененная редакция, Изм. № 1 ).

2 .2 .4 . Обработ ка результ ат ов

2 .2.4.1 . Выч исление пло тности жидки х нефтепродуктов

Если температура определения одинакова с температурой определения водного числа ( tt = tc ) , плотность вычисляют по формуле ( 2), если температура определения отличается от температуры определения водного числа ( tt ≠ tc ) , плотность вычисляют по формуле ( 3)

                                                  ( 2 )

                                       (3)

где ρ t    - плотность образца при температуре определения, кг/м 3 ;

ρ c   - плотность воды при температуре определения водного числа (см. приложение 3), кг/м 3 ;

tc    - температура, при которой определяется водное число, ° С;

tt    - температура, при которой проводится испытание, ° С;

m 0 - масса пустого пикнометра на воздухе, г;

m c - м асса пикнометра с водой на воздухе при температуре определения водного числа, г;

m t   - масса пикнометра с образцом на воздухе при температуре испытания, г;

C    - поправка на давление воздуха (см. приложение 4), кг/м3 ;

α    - коэффициент объемного расширения стекла, из которого изготовлен пикнометр (см. п. 2.2.4.5).

2 .2 .4 .2 . В ы числение плотности твердых и вязких нефтеп родук тов

Применяя способ, описанный в п. 2.2.3.2 , плотность твердых и вязких нефтепродуктов вычисляют по формуле 4, если температура определения одинакова с температурой определения водного числа ( tt = tc ).

                                             (4)

и по формуле ( 5), если температура определения отличается от температуры определения водного числа ( tt ≠ tc )

                               (5)

где m 1     - масса пикнометра в воздухе, частично наполн енного тв ердым или вязки м образцом, г;

m 2 - масса пикнометра с образцом в воздухе, наполненного во л ей при температуре tt , г.

2 .2 .4 .1 , 2 .2 .4 .2 . (Измененная редакция, Изм. № 1 ).

2 .2 .4 .3 . Расче т относительной плотности

Относительная плотность - отношение плотности вещества при заданной температуре к плотности воды при такой же температуре. В соответствии с определением относительную плотность пол учаю т в результате деления соответствующей плотности образца на плотность воды в аналогичны х единицах и при такой же требуемой температуре определения.

2 .2 .4 .4 . За результат испытания принимают среднее арифметическое результатов двух опре делений . Результат записывают, округляя число до четырех значащих цифр. Плотность, вы раженная в кг/м3 , переводится в г/см3 путем деления результата на 1000 .

2 .2 .4 .5 . Поправка на т е рмическое расш ирение ст екла пикн оме тра

При расчете плотности и относительной плотности по измерениям, проведенным при температуре tt , отличающейся от температуры tc , при которой калиброван п и кнометр, учитывают поправку на объемное расширение стекла, из которого изготовлен пикнометр.

Коэффициент объемного расширения боросиликатного стекла известны, зависят от его изготовления и относятся к трем основным категориям, имеющим коэффициент объемного расширения 10 × 10 -6, 14 × 10-6 и 19 × 10-6 ° С-1.

При использовании пикнометров из боросиликатного стекла и для получения большей точности определения необходимо:

а) обеспечить tt = tc или

б) использовать пикнометр с известным коэффициентом объемного расширения.

Если это невозможно, то удовлетворительная точность достигается при учете коэффициен та 10 × 10 -6 ° С-1.

Коэффициент расширения для пикнометров из натриевого стекла 25 × 10-6 ° С-1.

2 .2 .4 .3 - 2 .2 .4 .5 . (Введены дополнительно , Изм . № 1 ).

2 .2 .5 . Точность метода

2 .2 .5 .1 . Дл я жидк их нефтепродуктов

Сходимость

Два результата определений, полученные одним исполнителем , признаются достоверными (с 95 %- ной доверительной вероятностью), если расхождение между ними не превышает 0,0006 г/см3 ,

Воспроизводимость

Два результата испытаний, полученные в двух разных лабораториях, признаются дост о верны ми (с 95 %-ной доверительной вероятностью), если расхождение между ними не превы шает 0 ,0006 г /см3.

2 .2 .5 .2 . Для твердых нефтепродуктов

Сходимость

Два результата определений, полученные одним исполнителем, признаются достоверными (с 95 %-ной доверительной вероятностью), если расхождение между ними не превышает 0 ,0012 г/см3.

Воспроизводимость

Два результата испытаний, полученные в двух разных лабораториях, признаются достоверными (с 95 %-ной доверительной вероятностью), если расхождение между ними не превыш ает 0 ,0024 г/см3.

2 .3 . Определение плотности градуирован ным дв ухколенным пикнометром

Метод применяется для определения п лотности продуктов с давлением насыщенных паров равным или менее 130 кПа и с кинематической вязкостью при температуре испытания равной или мен ее 50 мм2 /с, особенно, когда испытуемого продукта недостаточно для полно го заполнения пикн ом етров других типов.

Плотность двухколенным пикнометром определяют при температур е испытания.

2 .2 .5 .1 , 2 .2 .5 .2 , 2 .3 . (Измененная редакц и я, Изм. № 1 ).

2 .3 .1 . Аппаратура , реак тивы и материалы

Термометры, весы, пипетки, реактивы и материалы - п о п. 2.2.1.

Пикнометры типа ПЖ- 4 по ГОСТ 22524.

Штати в -подставка для пикнометра.

Термостат или водяная баня , глубина которых до лжна быть больше высоты пикнометра, поддержи вающи е температуру с погрешностью не более 0,1 ° С.

2 .3 .2 . Подготовка к испытанию

2 .3 .2 .1 . Подготовка пикнометра по п. 2.2.2.1.

2 .3 .2.2 . Перед первым использованием и далее не реже одного раза в год градуируют пик нометр. Для этого п икнометр взвешивают с погрешностью не более 0 ,0002 г. Заполняют дистиллированной водой, поместив в жидкость кривой конец и удерживая пи кнометр в в ертикальн ом положении. Бла годаря капиллярному эффекту жидкость по изгибу попадает в колено и пикнометр заполнится за счет сифон иров ан ия. Затем пикнометр помещают в термостат или в одяную баню с температурой 20 °С таким образом, чтобы жидкость в пикно метре была ниже уровня жидкости в бане, и вы держивают около 30 мин, отмечают в каждом колене уровень жидкости с точностью до наименьшего деления.

Пикнометр извлекают из бани , дают стечь воде с наружной поверхности. Для ускорения высыхания пикнометр погружают в стакан с ацетоном и вытирают сухой чистой безворсовой тканью.

Снимают с поверхности пикнометра статический заряд и взвешивают пикнометр с погрешностью не более 0 ,0002 г.

Разность масс наполненного и пустого пикнометра является «водным числом » пикнометра при температуре 20 ° С и соответствует сумме отсчетов уровней воды по обеим шкалам.

Пикнометр градуируют в трех точках (минимальное, максимальное и промежуточное деления), определив массу дистиллированной воды и соответствующий ей уровень в делениях шкалы. На основании этих отсчетов строят график: по оси абсцисс откладывают значения «водных чисел» , по оси ординат - суммы отсчетов уровня воды по обеим шкалам.

Все точки должны лежать на прямой линии, которая дает «водное число» пикнометра для любого суммарного показания шкал. Если разброс точек превышает два малых деления шкалы с любой стороны прямой линии и последующие испытания не вносят изменений , пикнометр считается непригодным к работе.

При проверке градуировки пикнометра необходимо получить не менее трех пар результатов, последовательно сливая воду.

2 .3 .3 . Проведение испыт ания

Пикнометр, подготовленный по п. 2.2.2.1, с установленным «водным числом» взвешивают с погрешностью не более 0 ,0002 г и заполняют испытуемым продуктом при температуре испытания. Если температура испытания ниже температуры окружающей среды или необходимо свести к минимуму потери от испарения, пикнометр следует заполнять до самого низкого градуированного участка шкалы. Пикнометр с испытуемым продуктом ставят в баню при температуре испытания и выдерживают не менее 30 мин, после чего прои зводят отсчет уровня по обеим шкалам капиллярной трубки. При испытании более вязких продуктов отсчет производят, когда уровень жидкости в обеих капиллярных трубках установится.

Пикнометр вынимают из бани, опускают в стакан с ацетоном , вытирают сухой мягкой тканью и выдерживают на воздухе, чтобы температуру пикнометра привести к температуре окружающей среды, затем взвешивают с погрешностью не более 0 ,0002 г.

При определении плотности легколетучих жидкостей испытуемый продукт и пустой пикнометр охлаждают до температуры от 0 до 5 ° С. Если происходит конденсация влаги, то к одной из двух капиллярных трубок прикрепляют трубочку для осушки, при этом необходимо, чтобы в капиллярной трубке было как можно меньше испытуемого продукта. Минимальные потери летучих компонентов и оптимальная скорость испарения продукта обеспечиваются при общей длине пустой капиллярной трубки более 10 см.

2 .3 .4 . Обработка результатов

Относительную плотность при температуре испытания (ρ t 4 ) вычисляют по формуле

ρ t 4 = (m3 - m1)/m,                                                           ( 6 )

где m 1     - масса пустого пикнометра, г;

m 3      - масса пикнометра с продуктом, г;

m        - «водное число» пикнометра, г.

Плотность испытуемого продукта ( ρ ), кг/м 3 , вычисляют по формуле

ρ = ρ t 4 × ρc + C,

где ρ c    -п лотность воды при температуре определения водного числа (см. приложение 3), кг/м3;

C - поправка на давлен и е воздуха, кг/м3 (см. приложение 4).

Пересчет плотности при температуре испытания на плотность при температуре 20 ° С проводят по таблице приложения 1.

(Измененная редакция, Изм. № 1 ).

2 .3 .5 . Точность метода

2 .3 .5.1. Сход имо сть

Два результата определен и й, полученные одним испо лнителем, признаются достоверными (с 95 %-н ой доверительной вероятностью), если расх ождение между ними не превышает 0 ,0007 г/см3 для испытуемых продуктов, и меющи х плотность 0 ,7770 - 0 ,8920 г/см3.

2 .3 .5 .2 . Воспроизводимость

Два результата испытаний, полученные в двух разных лаборатор и ях, признаются достов ерными (с 95 %-ной доверительной веро ятностью), если расхождение между ними не прев ыш ает 0 ,001 г/см3 для испытуе мых продукто в, имеющих плотност ь 0 ,7770 - 0 ,8920 г/см3.

bgconv.com

ГОСТ 3900-85 - Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности | Документы

МИНИСТЕРСТВО ТОПЛИВА И ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

 

УТВЕРЖДАЮ

Директор Департамента научно-технического развития корпорации «Роснефть»

 

НЕФТЬ РОССИЙСКАЯ, ПОСТАВЛЯЕМАЯ ДЛЯ ЭКСПОРТА

Технические условия

ТУ 39-1623-93

(взамен ТУ 39-01-07-622-80)

Дата введения 01.02.93

 

СОГЛАСОВАНО:

Директор Департамента прогнозирования разработки месторождений и добычи нефти и газа

Ю.Н. Агеев

 

Директор по товарно- коммерческой деятельности компании «Транснефть»

Ю.Н. Сиповский

 

Начальник инженерно- технического отдела Государственной нефтяной компании «Нафта, Москва»

Д.И. Елагин

 

Первый заместитель директора ИПТЭР

К.Р. Низамов

 

Руководитель работы с.н.с.

В.Н. Чурин

 

Настоящие технические условия распространяются на смеси нефтей, поставляемые предприятиями Российской Федерации для экспорта в морских портах перевалки, пограничных пунктах сдачи в прямой железнодорожной заадресовке.

Требования настоящих технических условий являются обязательными.

1.1. Нефть, поставляемая для экспорта (далее - «нефть») должна соответствовать требованиям настоящих технических условий.

1.2. По физико-химическим свойствам нефть подразделяют на типы согласно таблице 1.

Таблица 1

Наименование показателя

Норма для типа

Метод испытания

1

2

3

4

1. Плотность при 20°С, кг/м3, не более

850

870

890

895

По ГОСТ 3900-85 и по пп. 3.2, 3.5 настоящих техусловий

2. Выход фракций, % объемных, не менее

 

 

 

 

 

при температуре до 200 °С

25

21

21

19

По ГОСТ 2177-82 и по п. 3.2 настоящих техусловий

при температуре до 300 °С

45

43

41

35

при температуре до 350 °С

55

53

50

48

3. Массовая доля серы, %, не более

0,6

1,8

2,5

3,5

По ГОСТ 1437-76 и по п. 3.5 настоящих техусловий

4. Массовая доля парафина, %, не более

6

6

6

не нормируется

По ГОСТ 11851-85 и по п. 3.5 настоящих техусловий

5. Концентрация тяжелых металлов: ванадия, никеля и других

До 01.01.94 г. не нормируется. Определение производят для набора данных

По ГОСТ 10364-90 и по пп. 3.4, 3.5 настоящих техусловий

1.3. По степени подготовки нефть должна соответствовать нормам, указанным в таблице 2.

Таблица 2

Наименование показателя

Значение показателя для группы

Метод испытания

1

2

3

Массовая доля воды, %, не более

0,5

1,0

1,0

По ГОСТ 2477-56 и по п. 3.5 настоящих техусловий

Концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более

100

300

900

По ГОСТ 21534-76 и по п. 3.5 настоящих техусловий

Массовая доля механических примесей, %, не более

0,05

0,05

0,05

По ГОСТ 6370-83

Примечание: Нефти 1 и 2 типов сдаются с массовой долей воды не более 1,0 %, концентрацией хлористых солей не более 100 мг/дм3.

1.4. Если нефть по ряду показателей соответствует более высокому типу или группе, а хотя бы по одному более низкому типу или группе, то нефть относят к более низкому типу, группе.

2.1. Нефть принимают партиями. Партией считают любое количество нефти, единовременно отправленное в один адрес и сопровождаемое одним документом о качестве;

при приемке непосредственно на истоке в нефтепроводе при непрерывном перекачивании - количество нефти, перекаченное через узел учета за сутки, смену или другой период времени по согласованию поставщика и потребителя;

при приемке непосредственно на потоке в нефтепроводе при периодическом перекачивании с отпуском в транспортное средство - количество нефти, загруженное в транспортное средство;

при приемке в резервуарах - количество нефти, находящееся в каждом резервуаре;

2.2. Нефть предъявляют к приемке на приемо-сдаточных пунктах (ПСП). ПСП должен быть оснащен основными и резервными средствами (системами) измерений и другим технологическим оборудованием, обеспечивающим возможность приемки нефти по количеству и качеству.

В качестве основных систем измерений применяют автоматизированные узлы нефти со средствами измерений с пределом допускаемых погрешностей по ГОСТ 26976-86 и по п. 3.5 настоящих ТУ.

В качестве резервных средств и систем измерений на ПСП применяют резервуары или другие рабочие средства измерений, откалиброванные в установленном порядке и обеспечивающие точность измерений не ниже предусмотренных ГОСТ 26976-86 и п. 3.5 настоящих ТУ.

Узлы учета и аналитические лаборатории, выполняющие измерения физико-химических показателей, должны быть аттестованы в установленном порядке.

2.3. Каждую партию нефти принимают по массе нетто. Измерение массы производят по ГОСТ 26976-86 и инструкциям по учету нефти, утвержденным в установленном порядке (РД 39-0147103-343-89 и другие). При измерении массы нефти на узлах учета одновременно измеряют объем нефти, температуру, давление и плотность нефти.

2.4. Для проверки на соответствие нефти требованиям технических условий проводят приемо-сдаточные и периодические испытания:

2.4.1. Приемо-сдаточные испытания проводят для каждой партии нефти по показателям:

плотность;

массовая доля воды;

концентрация хлористых солей;

массовая доля серы. При отсутствии или неисправности автоматического анализатора допускается определять массовую долю серы периодически в сроки по согласованию поставщика и потребителя.

Результаты испытания заносят в паспорт на партию нефти.

При получении неудовлетворительных результатов испытаний по любому из показателей (или возникновении разногласий) по нему производят повторно испытания той же пробы. Результаты повторных испытаний распространяют на всю партию.

2.4.2. Периодические испытания проводят в сроки по согласованию поставщика и потребителя по показателям:

массовая доля механических примесей;

фракционный состав;

массовая доля парафина;

определение ванадия (и других тяжелых металлов согласно п. 3.4).

2.5. Результаты периодических испытаний указывают в паспортах всех последующих партий нефти до очередного периодического испытания.

При получении неудовлетворительных результатов периодических испытаний хотя бы по одному показателю испытания по данному показателю переводят в категорию приемо-сдаточных и проводят испытания для каждой партии до получения положительных результатов не менее, чем в трех партиях подряд.

2.6. Потребительские свойства нефти оценивают по фракционному составу, плотности и массовой доле серы. В качестве основного приемо-сдаточного показателя используется плотность нефти.

2.7. В случае возникновения разногласий в оценке качества нефти пробу испытывают в лаборатории, определенной соглашением поставщика и потребителя.

3.1. Для проведения испытаний отбирают объединенную пробу нефти по ГОСТ 2517-85 с объемом пробы не менее 2 дм3. Перед разделением пробы на аналитическую и контрольную ее тщательно перемешивают.

По согласованию с транспортной организацией и потребителем нефти допускается отбор проб из нефтепровода в период заполнения или откачки нефти, находящейся в резервуаре или транспортном средстве.

3.2. В качестве арбитражных рекомендуются следующие лабораторные методы:

определение серы - по ГОСТ 1437-75;

определение плотности нефти - по ГОСТ 3900-85 и МИ 2153-91;

определение фракционного состава нефти - по ГОСТ 2177-82 и п. 3.3 настоящих ТУ;

определение воды в нефти - по ГОСТ 2477-65;

определение хлористых солей в нефти - по ГОСТ 21534-76;

определение механических примесей - по ГОСТ 6370-83;

определение парафина в нефти - по ГОСТ 11851-85;

определение ванадия - по ГОСТ 10364-90 и п. 3.4 настоящих ТУ.

3.3. Фракционный состав нефти определяют по ГОСТ 2177-82. При производстве анализа отмечают температуры кипения и объем конденсата в приемном цилиндре при температуре кипения 100°С и далее через каждые 20°С. Если при перегонке температура поднимается выше 350°С или наблюдается разложение пробы, прекращают нагревание и отмечают температуру конца кипения, выход фракции, остаток и потери. Данные заносят в паспорт.

3.4. Определение содержания ванадия, никеля, железа и других тяжелых металлов в нефти производят по требованию потребителя. Результаты измерений заносят в паспорт.

Определение ванадия производят по ГОСТ 10364-90. Рекомендуется определение тяжелых металлов, в том числе ванадия, никеля, железа производить атомно-абсорбционным спектрометрическим или эмиссионным спектральным методами.

3.5. Для определения показателей качества и плотности нефти при условиях сдачи применяют поточные или лабораторные анализаторы, прошедшие государственные приемочные испытания или метрологическую аттестацию, обеспеченные средствами и методами поверки, имеющие погрешности измерения показателей в диапазоне измеряемых величин, не превышающие приведенные в табл. 3.

Таблица 3

Наименование показателей

Предел основной приведенной погрешности измерения, %

Массовая доля серы

4

Плотность

0,1

Массовая доля воды

6

Концентрация хлористых солей

10

Массовая доля механических примесей

20

Фракционный состав

5

Массовая доля парафина

10

Массовая доля ванадия

10

Транспортирование и хранение нефти - по ГОСТ 1510-84.

5.1. При выполнении товаротранспортных и производственных операций с нефтью, отборе проб и проведении анализов необходимо соблюдать общие правила техники безопасности, инструкции по безопасности труда по видам работ в нефтяной и газовой промышленности.

При работах с нефтью необходимо соблюдать герметизацию оборудования с целью исключения попадания паров нефти в воздушную среду помещений. Помещения, где производят работы с нефтью, должны быть снабжены приточно-вытяжной вентиляцией.

При работах с нефтью необходимо применять индивидуальные средства защиты в соответствии с типовыми отраслевыми нормами, утвержденными в установленном порядке.

5.2. Предельно допустимая концентрация нефтяных паров в воздухе рабочей зоны 300 мг/м3 (в пересчете на углерод), по ГОСТ 12.1.005-88.

Нефть относится к четвертому классу опасности по ГОСТ 12.1.007-76.

5.3. Нефть является жидким горючим продуктом с температурой вспышки ниже 0°С и температурой самовоспламенения выше 500°С.

6.1. При хранении, транспортировании нефти и приемо-сдаточных операциях должны быть приняты меры, снижающие или исключающие потери легких углеводородов от испарения.

6.2. Утечки нефти должны немедленно устраняться, аварийные разливы нефти ликвидироваться в соответствии с действующими правилами. Резервуарные парки, узлы учета и переключения должны иметь заграждение, обваловку и систему сбора разливов.

6.3. Сточные воды насосных станций и резервуарных парков должны очищаться от нефти и механических примесей. Общие требования к охране поверхностных и подземных вод - по ГОСТ 17.1.3.05-82.

Предельно допустимая концентрация нефти в воде объектов хозяйственно-питьевого назначения и культурно-бытового пользования не более 0,1 мг/дм3, водных объектов рыбохозяйственного назначения не более 0,05 мг/дм3 по СанПиН 4680-88.

6.4. Транспортирование и хранение нефти не должно оказывать воздействия на экологическую обстановку за пределами санитарно-защитной зоны предприятий нефтяной и газовой промышленности.

Поставщик должен гарантировать соответствие качества нефти, поставляемой для экспорта, требованиям настоящих технических условий при соблюдении условий транспортирования и хранения, установленных в ГОСТ 1510-84.

 

Перечень документов, на которые даны ссылки в данных технических условиях ТУ 39-1623-93

 

ГОСТ 12.1.004-91

ССБТ. Пожарная безопасность. Общие требования

ГОСТ 12.1.005-88

ССБТ. Воздух рабочей зоны. Общие санитарно-гигиенические требования

ГОСТ 12.1.007-76

ССБТ. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности

ГОСТ 12.1.011-78

ССБТ. Смеси взрывоопасные. Классификация и методы испытаний

ГОСТ 17.1.3.05-82

Охрана природы. Гидросфера. Общие требования к охране поверхностных и подземных вод от загрязнения нефтью и нефтепродуктами

ГОСТ 1437-76

Нефтепродукты темные. Ускоренный метод определения содержания серы

ГОСТ 1510-84

Нефть и нефтепродукты. Маркировка, упаковка и транспортирование

ГОСТ 2177-82

Нефтепродукты. Метод определения фракционного состава

ГОСТ 2477-65

Нефтепродукты. Метод количественного определения содержания воды

ГОСТ 2517-85

Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб

ГОСТ 3900-85

Нефть и нефтепродукты. Метод определения плотности

ГОСТ 6370-83

Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения содержания механических примесей

ГОСТ 9965-76

Нефть для нефтеперерабатывающих предприятий. Технические условия

ГОСТ 10364-90

Нефтепродукты темные. Определение содержания ванадия методом колориметрирования

ГОСТ 11851-85

Нефть. Метод определения содержания парафина

ГОСТ 21534-76

Нефть. Методы определения содержания хлористых солей

ГОСТ 26976-86

ГСИ. Нефть и нефтепродукты. Методы измерения массы

МИ 2153-91

Плотность нефти при учетно-расчетных операциях. Методика выполнения измерений ареометром

СанПиН 4680-88

Санитарные правила и нормы охраны поверхностных вод от загрязнений

РД 39-0147103-343-89

Инструкция по учету и проведению учетно-расчетных операций при приеме и поставках нефти

 

 

gost.one