ГОСТ 14203-69

ГОСТ 14203-69

 

НЕФТЬ И НЕФТЕПРОДУКТЫ

ДИЭЛЬКОМЕТРИЧЕСКИЙ
МЕТОД
ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВЛАЖНОСТИ

 

 

 

ИПК ИЗДАТЕЛЬСТВО СТАНДАРТОВ

Москва

 

 

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ

Нефть и нефтепродукты ДИЭЛЬКОМЕТРИЧЕСКИЙ МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВЛАЖНОСТИ Oil and Petroleum Products. Capacitance method of determination of water content

ГОСТ 14203-69*

^* Переиздание
(март 1999 г.) с Изменениями № 1, 2, утвержденными в феврале 1981 г. и сентябре
1986 г. (ИУС 4-81, 12-86)

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

С
цилиндрическими электродами           С
плоскими электродами

1
— внутренний электрод; 2 — внешний электрод; 3 — разъем для
соединения с измерительным блоком

Черт. 2^*

^*
Черт. 1. (Исключен, Изм. № 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 измерений 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

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

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

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

(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.

Примечание.
При наличии в нефти (нефтепродуктах) механических примесей влагомеры
регистрируют их наравне с влагой.

(Измененная редакция, Изм. № 1, 2).

5.
ОБРАБОТКА РЕЗУЛЬТАТОВ

5.1. В результате определения находят влажность в % по объему (W_об) и затем при необходимости
вычисляют массовую концентрацию в %.

(Измененная редакция, Изм. № 2).

5.2. Массовую концентрацию воды (W_мас) 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

5.3, 5.4. (Измененная
редакция, Изм. № 2).

ПРИЛОЖЕНИЕ

ОПРЕДЕЛЕНИЯ НЕКОТОРЫХ ТЕРМИНОВ, ПРИНЯТЫХ В
НАСТОЯЩЕМ СТАНДАРТЕ

Диспергированное состояние — состояние воды в нефти, при
котором вода в виде мелких капелек равномерно распределена в нефти.

Емкостный датчик — устройство, представляющее
собой конденсатор, в электрическом поле которого помещено исследуемое вещество.

Эмульсификатор — пробоприготовительное устройство,
обеспечивающее перевод всей воды в водонефтяной смеси в диспергированное
состояние.

Эмульсия (нефтяная) — состояние водо-нефтяной
смеси, при котором вся вода находится в диспергированном состоянии.

Влагомер — прибор, при помощи
которого осуществляется метод диэлькометрии для измерения влажности.

Проточный датчик — емкостный датчик, через
который непрерывно протекает измеряемый поток нефти (нефтепродукта).

Свободная вода — вода, которая, не
диспергируясь, транспортируется вместе с нефтяной эмульсией и легко оседает на
дно при остановке или уменьшении скорости потока.

Диэлектрическая
характеристика — зависимость диэлектрической проницаемости данной нефти от влажности,
определенная при нормальных условиях с требуемой точностью.

(Измененная редакция, Изм. №
1, 2).

 

СОДЕРЖАНИЕ