-32300: transport error - HTTP status code was not 200
СССР
Государственный стандарт от 01 января 1970 года № ГОСТ 14203-69*
Нефть и нефтепродукты. Диэлькометрический метод определения влажности
- Утвержден
- Государственным комитетом СССР по стандартам
07 февраля 1969 года
МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ
| Нефть и нефтепродукты ДИЭЛЬКОМЕТРИЧЕСКИЙ МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВЛАЖНОСТИ Oil and Petroleum Products. Capacitance method of determination of water content | ГОСТ 14203-69* |
Постановлением Комитета стандартов, мер и измерительных приборов при Совете Министров СССР от 7 февраля 1969 г. № 171 дата введения установлена
с 01.01.1970
Ограничение срока действия снято Постановлением Госстандарта от 22.06.92 № 567
Настоящий стандарт устанавливает метод измерения влажности эмульсии нефти и нефтепродуктов, способных образовывать эмульсии типа «вода в масле», диэлькометрическими влагомерами.
Метод основан на измерении зависимости диэлектрической проницаемости эмульсии от содержания воды.
(Измененная редакция, Изм. № 2).
1.ОТБОР ПРОБ
1.1.Отбор проб для определения влажности диэлькометрическим методом производится двумя способами:
а) порционным;
б) непрерывным.
(Измененная редакция, Изм. № 1, 2).
1.2.Порционный отбор проб для лабораторных измерений - по ГОСТ 2517-85.
Для перемешивания пробы необходимо применять механические эмульсификаторы.
1.3.Для непрерывного отбора проб из трубопровода при измерении влажности в потоке ответвляют часть потока из трубопровода через пробозаборное устройство в емкостной датчик или пропускают весь поток через емкостной датчик, установленный на вертикальном участке трубопровода (черт. 2). Пробозаборное устройство для отбора пробы из трубопровода по ГОСТ 2517-85.
При наличии в потоке свободной воды необходимо ее отделить от нефтяной эмульсии для раздельного измерения.
1.2, 1.3. (Измененная редакция, Изм. № 2).
1.4.Для уменьшения погрешности, вызванной отложением на деталях емкостного датчика парафина и механических примесей, электроды должны располагаться вертикально и иметь защитное покрытие.
Перед датчиками с непрерывным отбором пробы в необходимых случаях допускается устанавливать фильтры, не вызывающие отделения воды, и отстойники для отделения свободной воды.
(Измененная редакция, Изм. № 1).
1.5.Способ соединения поточного датчика с нефтепроводом должен обеспечивать турбулентный поток и не создавать перепадов давления, вызывающих выделение газа (паров).
(Измененная редакция, Изм. № 2).
Установка емкостного датчика в потоке
1 - внутренний электрод; 2 - внешний электрод; 3 - разъем для соединения с измерительным блоком
Черт. 2*
2.ПРИБОРЫ И МАТЕРИАЛЫ
2.1.Диэлькометрический метод осуществляется с применением влагомеров, состоящих из емкостных датчиков и измерительных блоков, преобразующих изменения электрической емкости датчика, вызываемые изменением влажности эмульсии, в выходной сигнал.
(Измененная редакция, Изм. № 1).
2.2.(Исключен, Изм. № 2).
2.3.Применяют влагомеры с диапазонами измерения влажности: 0 - 0,75; 0 - 1,5; 0 - 3; 0 - 15; 0 - 60 % (по объему).
Если для измерения влажности в общем потоке, представленном свободной водой и эмульсией, используют влагомер с диапазоном измерении 0 - 100 % (по объему), он дополняется усредняющим устройством.
(Измененная редакция, Изм. № 1, 2).
2.4.Для измерения влажности нефти и нефтепродуктов должны использоваться влагомеры: с подстройкой на нефть с определенной диэлектрической характеристикой при измерении; с автоматической коррекцией влияния изменения диэлектрической характеристики нефти.
(Измененная редакция, Изм. № 2).
2.5.(Исключен, Изм. № 2).
2.6.Влагомеры, измеряющие влажность нефти в потоке, должны соответствовать ГОСТ 22782.5-78.
(Измененная редакция, Изм. № 1).
2.7.Основная приведенная погрешность влагомеров в зависимости от диапазонов измерения влажности не должна превышать значений, указанных в табл. 1а.
Таблица 1а
| Диапазоны измерения влажности, %, (по объему) | 0 - 0,75 | 0 - 1,5 | 0 - 3 | 0 - 15 | 0 - 60 |
| Основная приведенная погрешность влагомеров, % | ± 4; ± 6 | ± 2,5; ± 4; ± 6 | ± 2,5; ± 4; ± 6 | ± 2,5; ± 4; ± 6 | ± 2,5; ± 4; ± 6 |
2.8.В зависимости от основной приведенной погрешности влагомеров основная приведенная погрешность измерительного блока влагомера как измерителя емкости не должна превышать значений, указанных в табл. 1.
Таблица 1
| Основная приведенная погрешность влагомеров, % | ± 2,5 | ± 4,0 | ± 6,0 |
| Основная приведенная погрешность измерения емкости, % от верхнего предела | ± 2,0 | ± 2,5 | ± 4,0 |
2.7, 2.8. (Измененная редакция, Изм. № 2).
2.9.Измерительные блоки влагомеров при изменениях показаний под влиянием внешних факторов по ГОСТ 22261-94.
2.10.Узел регулировки влагомеров на нефть с определенной диэлектрической характеристикой должен обеспечивать возможность использования одной шкалы для измерения влажности нефти (нефтепродуктов) с диэлектрической проницаемостью от 2,00 до 2,65. Дополнительная погрешность от настройки на нефть с определенной диэлектрической характеристикой не должна превышать половины основной погрешности.
2.11.При изменении температуры нефти (нефтепродуктов) на ± 10 °С от номинальной дополнительная погрешность влагомеров не должна превышать одной трети основной погрешности, указанной в табл. 1.
2.12.Для уменьшения погрешности, возникающей при изменении диэлектрической проницаемости от температуры, у влагомеров с диапазонами измерения 0 - 0,75; 0 - 1,5; 0 - 3 и 0 - 15 % (по объему) должна быть предусмотрена температурная компенсация.
Способ температурной компенсации должен обеспечивать возможность подстройки влагомера при относительном температурном коэффициенте емкости датчика с эмульсией от минус 0,0005 до минус 0,0030.
2.13.Дополнительная погрешность влагомера, возникающая при изменении тангенса угла диэлектрических потерь в датчике от нуля до указанных в табл. 2 значений, не должна превышать одной трети основной погрешности.
Таблица 2
| Диапазоны измерения влажности, % (по объему) | 0 - 0,75; 0 - 1,5; 0 - 3 | 0 - 15 | 0 - 60 |
| Рабочая частота, МГц | 0,1 | 0,5 | 2,0 | 0,1 | 0,5 | 2,0 | 0,1 | 0,5 | 2,0 |
| Предельный тангенс угла диэлектрических потерь в датчике | 0,045 | 0,055 | 0,065 | 0,045 | 0,055 | 0,100 | 0,100 | 0,360 | 0,700 |
2.9 - 2.13.(Измененная редакция, Изм. № 1, 2).
2.14.Для уменьшения погрешности, вызванной группированием частиц воды вдоль силовых линий электрического поля, необходимо обеспечить напряженность его в датчике не выше 2 В/мм, если не приняты специальные меры против этого явления.
2.15.Конструкция емкостных датчиков для проточных влагомеров должна исключать возможность выделения или скопления газа (паров) и свободной воды в электрическом поле датчиков.
2.16.При отсутствии устройства для регулировки и компенсации емкости датчика после его разборки и сборки контролируют относительное изменение емкости промытого и осушенного датчика в процентах, которое не должно превышать значений, указанных в табл. 3.
Таблица 3
| Диапазон измерения влажности, % (по объему) | Основная приведенная погрешность влагомера, % |
| ± 2,5 | ± 4,0 | ± 6,0 |
| 0 - 0,75 | - | 0,06 | 0,1 |
| 0 - 1,5 | 0,12 | 0,17 | 0,2 |
| 0 - 3 | 0,20 | 0,30 | 0,30 |
| 0 - 15 | 1,00 | 1,50 | 1,50 |
| 0 - 60 | 3,00 | 3,00 | 3,00 |
(Измененная редакция, Изм. № 1, 2).
2.17.Сопротивление изоляции сухого датчика должно быть не менее 40 МОм. Сопротивление изоляции проточного датчика после циркуляции в нем в течение суток эмульсии с влажностью, соответствующей середине шкалы прибора, и последующего удаления ее без промывки и просушки должно быть не менее 10 МОм.
3.ПОДГОТОВКА К ОПРЕДЕЛЕНИЮ
3.1.Перед определением влажности нефти с определенной диэлектрической характеристикой влагомер должен быть настроен на измеряемую нефть в соответствии с инструкцией по эксплуатации прибора.
Разд. 3. (Измененная редакция, Изм. № 2).
4.ПРОВЕДЕНИЕ ОПРЕДЕЛЕНИЯ
4.1.Влажность лабораторными влагомерами определяют путем заполнения емкостного датчика пробой нефти, отобранной в соответствии с разд. 1, и отсчета показаний по шкале прибора в процентах (по объему).
4.2.Влажность в потоке нефти определяют путем пропускания всего потока или отделенной от него части через емкостный датчик и отсчета по шкале прибора или на диаграмме записи показаний у влагомеров с автоматической регистрацией.
4.1, 4.2. (Измененная редакция, Изм. № 1).
4.3.При применении влагомеров совместно с объемными расходомерами допускается сигнал результата определения влажности направлять в счетное устройство для автоматического раздельного учета количества чистой нефти и воды.
(Измененная редакция, Изм. № 1, 2).
5.ОБРАБОТКА РЕЗУЛЬТАТОВ
5.1.В результате определения находят влажность в % по объему (Wo6) и затем при необходимости вычисляют массовую концентрацию в %.
(Измененная редакция, Изм. № 2).
5.2.Массовую концентрацию воды (Wмас) в % вычисляют по формуле
где d - относительная плотность нефти (нефтепродукта) при 20 °С.
5.3.Среднюю влажность в потоке нефти за время измерения вычисляют как среднее арифметическое результатов показаний влагомера за этот промежуток времени.
5.4.Разность между влажностью, определенной двумя методами, - по ГОСТ 2477-65 и по стандартизуемому методу - в зависимости от основной приведенной погрешности влагомеров и диапазонов измерения влажности не должна превышать указанной в табл. 4.
Таблица 4
| Основная приведенная погрешность влагомеров, % | Разность между влажностью для диапазонов измерения влажности, % (по объему) |
| 0 - 0,75 | 0 - 1,5 | 0 - 3 | 0 - 15 | 0 - 60 |
| ± 2,5 | - | ± 0,2 | ± 0,3 | ± 0,6 | ± 2,2 |
| ± 4,0 | ± 0,2 | ± 0,2 | ± 0,3 | ± 0,8 | ± 3,0 |
| ± 6,0 | ± 0,2 | ± 0,3 | ± 0,4 | ± 1,0 | ± 4,0 |
5.3, 5.4. (Измененная редакция, Изм. № 2).