Ареометры отградуированные по нижнему мениску

Контрольно - измерительные приборы

Ареометры

• Ареометр-гидрометр с термометром АС-ЭГ (АЭГ)
  • Ареометр-гидрометр с термометром АC-ЭГ (АЭГ)
• Ареометр для грунта АГ
  • Ареометры для грунта АГ
• Ареометр для кислот АК
  • Ареометры для кислот АК-1, АК-2
• Ареометр для молока АМ, AMT
  • Ареометры для молока АМ, АМТ
• Ареометры для нефтепродуктов АН, АНТ
  • Ареометры для нефтепродуктов АН
  • Ареометры для нефтепродуктов АНТ-1, АНТ-2
• Ареометры общего назначения АОН
  • Ареометры общего назначения АОН-1, АОН-2
  • Ареометры общего назначения АОН-3, АОН-4
• Ареометры для сахара АС, АСТ
• Ареометры для спирта АСП, АСП-Т
• Ареометр для электролита АЭ
• Ареометр для урины АУ
• Ареометры для соли АСШ-СО, для сахара АСШ-С, для морской воды АСШ-МВ
• Бытовые ареометы

Химико-лабораторные изделия

Оборудование для АЗС

Сварочное оборудование

Предназначены
для измерения плотности нефти и нефтепродутов

ГОСТ 18481-81

Применение
показания ареометра отсчитывают по нижнему краю мениска .

Технические характеристики

Комплект поставки:

ареометр для нефтепродуктов;

паспорт с штампом о поверке;

С этим товаром покупают

Ареометры для определения плотности нефтепродуктов АНТ-1, АНТ-2 применятся чаще для определения плотности бензина, а также дизельного топлива на нефтебазах и АЗС.

Ареометр для определения плотности нефтепродуктов это небольшая стеклянная трубка. Нижняя часть прибора расширена и заполнена чистой мелкой металлической дробью, залитой специальным связующим веществом, например, смолой или сургучом. Температура плавления данного вещества не менее +80 °С.

На верхней части ареометра нанесена шкала деления. Для ареометров для нефти АН и АНТ шкала градуирована в единицах плотности с температурным датчиком. Диапазон измерения термометра то минус 20°С до плюс 45°С (для АНТ-1) и от -20°С до + 35°С (для АНТ-2).

Плотность исследуемых нефтепродуктов, напрямую зависит от уровня погружения ареометра в жидкость. Чем глубже погружается ареометр, тем меньше плотность раствора. Показания шкалы отсчитывают по нижнему краю мениска. Так как верхние деления шкалы соответствуют наименьшей плотности, а нижние наибольшей.

Ареометр для нефти АНТ-1. Ареометр АНТ-1 (ГОСТ 18481-81) используется для измерения плотности нефти и нефтепродуктов (бензина, дизельного топлива летом и зимой). Температурный диапазон измерения прибора от -20°С до + 45°С. Цена деления шкалы- 0,5 кг/м3. длина 500 мм.

Ареометр для нефти АНТ-2. Ареометр АНТ-2 (ГОСТ 18481-81) используется для измерения плотности нефти и нефтепродуктов (бензина, дизельного топлива летом и зимой). Температурный диапазон измерения прибора от -20°С до + 35°С. Цена деления шкалы - 1 кг/м3. длина 300 мм.

При измерении плотности ареометр, держа за верхнюю часть, осторожно опускают в сосуд с топливом. После того как прекратятся колебания прибора считывают значение плотности. Одновременно по термометру определяют температуру нефтепродукта. Если измерение проводили не при 20°С, которая принята за стандартную и по ней откалиброван ареометр для нефти, то необходимо внести температурную поправку, значение которой указано в специальных таблицах. В большинстве расчетов можно принять, что для бензинов поправка равна 0,87, а для дизельных топлив — 0,75 кг/м3 на один градус. Если измерение проводили при температуре менее 20° С, то поправку следует вычитать, а при большей — прибавлять.

УКАЗАНИЯ ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ

При эксплуатации ареометр следует предохранять от ударов и воздействия температуры выше 50°С для ареометра АНТ-1, 45°С для ареометра АНТ-2 и 80°С для ареометра АН.
При проведении измерений с применением ареометра следует учитывать, что его шкала отградуирована и поверена при температуре (20±2)°С.
При проведении измерений ареометр нужно осторожно опустить в измеряемую жидкость и дать ему возможность свободно плавать, не касаясь стенок сосуда.
Гарантийный срок эксплуатации - 24 мес. со дня ввода в эксплуатацию при условии, что ареометр не получил механических повреждений в процессе эксплуатации.

Вернуться в "Каталог СНиП"

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ УНИТАРНОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ

Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии

ФЕДЕРАЛЬНОГО АГЕНТСТВА ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

Зам. директора ФГУП ВНИИР

по научной работе

Государственная система обеспечения единства измерений

ПЛОТНОСТЬ НЕФТИ

МИ 2979-2006

Государственным научным метрологическим центром Федеральным государственным унитарным предприятием Всероссийский научно - исследовательский институт расходометрии (ФГУП ВНИИР)

Фишман И.И., Ибрагимов Т.Ф., Мубаракшин М.Р.

Глушков Э.И., Фаткуллин А.А.

ФГУП ВНИИР 22 февраля 2006 г .

ФГУП ВНИИР 27 февраля 2006 г .

Свидетельство об аттестации № 13406-06.

ФГУП ВНИИМС 27 марта 2006

Регистрационный код по Федеральному реестру ФР.1.29.

ГОСУДАРСТВЕННАЯ СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЕДИНСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

МИ 2979-2006

ПЛОТНОСТЬ НЕФТИ

Рекомендация разработана в соответствии с положениями МИ 2153, ГОСТ Р ИСО 5725, ГОСТ Р 8.563 .

Нормы погрешностей измерений по настоящей рекомендации соответствуют нижеприведенным значениям:

- систематическая погрешность: плюс 0,19 кг/м 3 ;

- доверительные границы погрешности (расширенная неопределенность) МВИ (при доверительной вероятности Р = 0,95): ± 1 ,0 кг/м 3 .

2.1. При выполнении измерений применяют средства измерений и другие технические средства со следующими техническими характеристиками:

2.1.1. Ареометры для нефти АНТ-1 или АН по ГОСТ 18481 с ценой деления 0,5 кг/м 3 и пределами допускаемой абсолютной погрешности: ± 0,5 кг/м 3 .

2.1.3. Термометры ртутные стеклянные типа ТЛ-4 № 2 по ТУ 25-2021.003 с пределами допускаемой абсолютной погрешности: ± 0,2°С.

2.1.7. Канистра для отбора точечной пробы нефти вместимостью не менее 1 литра с герметично завинчивающейся крышкой.

2.2. Допускается применение других средств измерений и материалов, обеспечивающих измерения плотности с нормами погрешности не менее указанных в разделе 1.

Сущность метода заключается в погружении ареометра в цилиндр с пробой нефти, снятии показаний по шкале ареометра при температуре нефти в цилиндре и пересчете значений плотности по ареометру к требуемым условиям по температуре и давлению.

4.1. Помещение для выполнения измерений плотности нефти по пожарной опасности относят к категории А согласно НПБ 105 .

4.2. Помещение оборудовано устройствами приточно-вытяжной вентиляции и соответствует требованиям правил пожарной безопасности ППБ 01 .

4.3. Лиц, выполняющих измерения, обеспечивают средствами индивидуальной защиты.

4.4. Легковоспламеняющиеся поверочные и промывочные жидкости хранят в металлических канистрах для хранения нефтепродуктов. Канистры помещают в специально предназначенные для хранения нефти и нефтепродуктов помещения или металлические шкафы.

4.5. К выполнению измерений допускают лиц, прошедших инструктаж по технике безопасности, изучивших настоящую рекомендацию и эксплуатационные документы на применяемые средства измерений и вспомогательное оборудование.

При выполнении измерений соблюдают следующие условия:

5.1. Применяемые средства измерений имеют действующие свидетельства о поверке, опломбированы или имеют оттиски поверительных клейм.

5.2. Нефть по степени подготовки соответствует ГОСТ Р 51858 .

5.3. Показатели измеряемой нефти находятся в следующих пределах:

плотность при 20°С, кг/м 3 от 873 до 896;

вязкость в рабочем диапазоне температуры, сСт от 9,8 до 100;

массовая доля воды, %, не более 1,0;

давление насыщенных паров, мм рт.ст., не более 500.

5.4. Условия выполнения измерений:

рабочий диапазон температуры нефти, °С от 10 до 30;

давление нефти, МПа от 0,3 до 4,0;

режим работы СИКН периодический

5.5 . Кран ручного пробоотбора в блоке измерений показателей качества нефти (далее - БИК) снабжен резиновой трубкой длиной не менее 40 см .

5.6. Перед отбором точечной пробы нефти с крана ручного пробоотбора в БИК сливают нефть в дренаж в течение 10 - 15 секунд.

5.7. Отбирают точечную пробу нефти в канистру с крана ручного пробоотбора в БИК медленно в течение одной - двух минут до заполнения канистры не менее чем на ¾ ее вместимости.

5.8. Закрывают канистру герметичной крышкой и переносят в ХАЛ.

6.1 . Измерения плотности нефти ареометром выполняют в ХАЛ.

6.2. В помещении ХАЛ выдерживают канистру с закрытой пробкой не менее 15 минут, затем перемешивают точечную пробу путем встряхиваний канистры в течение одной минуты.

6.3. Переливают точечную пробу нефти из канистры в стеклянный цилиндр по стенке цилиндра. Опускают в цилиндр мешалку, делают 3 - 4 движения мешалкой от дна до уровня нефти и обратно и вынимают мешалку.

6.4. Закрепляют в штативе термометр и опускают его в цилиндр. Термометр удерживают в таком положении, чтобы участок шкалы, соответствующий температуре нефти, был на 5 - 10 мм выше уровня нефти в цилиндре. Образовавшиеся на поверхности пузырьки снимают фильтровальной бумагой или 1 - 2 каплями нефраса.

6.5. Ареометр осторожно опускают в цилиндр, держа за верхний конец. За 2 - 3 деления до предполагаемого значения плотности нефти ареометр отпускают, сообщая ему легкое вращение. Часть стержня, расположенная выше уровня погружения ареометра: сухая и чистая. После прекращения колебаний ареометра считывают показания его шкалы с дискретностью 0,1 кг/м 3 , то есть одной пятой цены деления шкалы ареометра (0,5 кг/м 3 ) и показания термометра с дискретностью шкалы термометра (0,1°С). При этом исключают касание ареометром термометра и стенок цилиндра.

6.6. Показания ареометра наблюдают по верхнему краю мениска, при этом глаз находится на уровне мениска. При использовании ареометров для нефти, градуированных по нижнему мениску, к показанию ареометра прибавляют поправку на мениск, равную 0,7 кг/м 3 .

6.7. Вынимают ареометр, очищают от остатков нефти и повторяют операции по 6.4 - 6.6.

6.8. Вынимают ареометр и термометр, промывают нефрасом и сушат на воздухе.

7.1. Определяют пересчитанные значения плотности нефти по ареометру к условиям измерений в линии расходомера (плотномера) нефти по формулам:

где ρ _ltp , ρ_{2 tP} - пересчитанные значения плотности нефти к условиям измерений в линии расходомера (плотномера), кг/м 3 ;

ρ ₁, ρ₂ - значения плотности нефти по ареометру при первом и повторном измерениях (с учетом поправки на мениск при использовании ареометра, отградуированного по нижнему мениску), кг/м 3 ;

β₁, β₂ - коэффициенты объемного расширения нефти при значениях температуры нефти t ₁ и t ₂, соответственно, (таблица А.1 приложения А МИ 2153), °С -1 ;

t ₁, t ₂ - значения температуры нефти в цилиндре при первом и повторном измерениях плотности нефти ареометром, °С;

γ₁, γ ₂ - коэффициенты сжимаемости нефти при температуре t ₁ (таблица А.2 приложения А МИ 2153), МПа -1 ;

t , P - значения температуры в линии расходомера (плотномера), °С, и избыточного давления, МПа, нефти при измерениях объема (плотности) нефти;

t ₀ - значение температуры градуировки ареометра, равное 15°С (20°С) для ареометров, отградуированных при 15°С (20°С), соответственно.

7.3. Расхождение между пересчитанными значениями плотности одной и той же пробы нефти по одному и тому же ареометру не должно превышать 0,6 кг/м 3 . В противном случае операции по 5.5 и разделу 6 настоящей рекомендации повторяют.

7.4. Пересчитанное значение плотности нефти к 20°С (15°С) для ареометра, отградуированного при 20°С, определяют по таблице Б.1 (Б.2) приложения Б МИ 2153, кг/м 3 .

Примечание - Для удобства определения по таблицам Б.1 - Б.4 приложения Б МИ 2153 значения температуры нефти в цилиндре округляют с точностью до 0,5° С.

7.5. Пересчитанное значение плотности нефти к 20°С (15°С) для ареометра, отградуированного при 15°С, определяют по таблице Б.3 (Б.4) приложения Б МИ 2153, кг/м 3 .

7.6. По двум пересчитанным значениям плотности одной и той же пробы нефти по одному и тому же ареометру определяют средние арифметические значения плотности и вычитают систематическую погрешность, равную 0,19 кг/м 3 согласно разделу 1 .

7.7. За результаты измерений плотности нефти ареометром по МВИ принимают исправленные результаты пересчета значений плотности нефти по 7.6, округленные до четырех значащих цифр, с указанием доверительных границ погрешности МВИ, равных: ±1,0 кг/м 3 согласно разделу 1. Пример определения и представления исправленных результатов пересчета плотности нефти по ареометру приведен в приложении А настоящей рекомендации.

7.8. В случае изменения условий выполнения измерений и подготовки к ним, указанных в разделе 5 , оценку норм погрешности МВИ осуществляют в соответствии с ГОСТ Р ИСО 5725, ГОСТ Р 8.563, МИ 2153.

8.3. Исправленные результаты пересчета значений плотности нефти по ареометру к условиям измерений в линии плотномера записывают в журнал контроля метрологических характеристик средств измерений по форме, приведенной в приложении [7] при контроле метрологических характеристик поточного плотномера по ареометру.

А.1. При измерениях плотности нефти ареометром типа АНТ-1, отградуированного при 20°С, получены следующие значения плотности нефти по ареометру (с учетом поправки на мениск, равной 0,7 кг/м 3 ):

ρ ₁ = 879,9 кг/м 3 при температуре нефти в цилиндре t ₁ = 19,1° C ;

ρ₂ = 880,1 кг/м 3 при температуре нефти в цилиндре t ₂ = 19,5° C .

При этом температура и давление в линии плотномера: t = 18,7 °С и Р = 0,23 МПа.

А.2. Требуется пересчитать значения плотности нефти по ареометру к условиям измерений в линии плотномера и к стандартным условиям и представить исправленные результаты пересчета значений плотности нефти по ареометру.

А.3. По таблице А.1 приложения А МИ 2153 определяют коэффициенты объемного расширения

А.4 Так как разность значений температуры нефти в цилиндре и плотномере менее 10°С, то по формулам (1) и (2) пересчитывают значения плотности по ареометру к условиям измерений в линии плотномера (без учета поправки на систематическую погрешность):

где - γ ₁ (при ρ ₁ и t ₁) и γ₂ (при ρ₂ и t ₂) коэффициенты, определяемые по таблице А.2 МИ 2153.

А.5. Разность значений плотности: 880,80 - 880,34 = 0,46 кг/м 3 3 . Условие сходимости соблюдено.

А.6. Вычисляют исправленный результат пересчета значений плотности нефти по ареометру к условиям измерений в линии плотномера:

ρ_tP = (880,80 + 880,34)/2 - 0,19 = 840,38 кг/м 3 .

А.7. Определяют по таблице Б.1 МИ 2153 пересчитанные значения плотности к 20°С.

ρ_1,20 = 869,3 + 9,9 = 879,2 кг/м 3 ,

ρ_2,20 = 879,7 + 0,1 = 879,8 кг/м 3 .

А.8. Вычисляют исправленный результат пересчета значений плотности нефти по ареометру к 20°С:

ρ₂₀ =(879,2 + 879,8)/2 - 0,19 = 879,31 кг/м 3 .

А.9. Определяют по таблице Б.2 МИ 2153 пересчитанные значения плотности к 15°С:

ρ _1,15 = 872,8 + 9,9 = 882,7 кг/м 3 ,

ρ _2,15 = 883,1 + 0,1 = 883,2 кг/м 3 .

Для удобства определения по таблицам Б.1, Б.2 пересчитанных значений плотности значения температуры нефти в цилиндре при первом измерении плотности ареометром принимают равным 19,0°С.

А.10. Вычисляют исправленный результат пересчета значений плотности нефти по ареометру к 15°С:

ρ₁₅ =(882,7 + 883,2)/2 - 0,19 = 882,76 кг/м 3 .

А.11. Полученные результаты округляют до четырех значащих цифр и представляют в виде:

ρ_tP = (880,4 ± 1,0) кг/м 3 для ( t = 18,7° C и Р = 0,23 МПа),

ρ₂₀ = (879,4 ± 1,0) кг/м 3 для ( t = 20°С и Р = 0 МПа),

ρ ₁₅ = (882,8 ± 1,0) кг/м 3 для ( t = 15°С и Р = 0 МПа).

1. ГОСТ 5496-78 Трубки резиновые технические. Технические условия.

2. ГОСТ 8505-80 Нефрас С 50/170. Технические условия.

3. ГОСТ 18481-81 Ареометры и цилиндры стеклянные. Общие технические условия.

4. ГОСТ Р ИСО 5725 -2002 Точность (правильность и прецизионность) методов и результатов измерений.

5. ГОСТ Р 8.563-96 ГСИ. Методики выполнения измерений

6. ГОСТ Р 51858-2002 Нефть. Общие технические условия.

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

9. МИ 2632-2001 ГСИ. Плотность нефти и нефтепродуктов и коэффициенты объемного расширения и сжимаемости. Методы и программа расчета

10. НПБ 105-03 Определение категорий помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности.

11. ППБ 01-03 Правила пожарной безопасности в Российской Федерации.

12. ТУ 25-2021.003-88 Термометры ртутные стеклянные лабораторные. Технические условия.

13. ТУ 38.401-67-108-92 Нефрасы С2-80/120 и С3-80/120. Технические условия.

• 
  

Для большинства веществ плотность является важнейшим параметром, критерием качества, расчетным значением при перевозке водным или другими видами транспорта. Это касается растительного масла, нефтепродуктов, молока, концентрированных соков. Особенно это важно для нефти, которая тем дороже, чем ниже этот показатель. К тому же, зная точный объем и плотность, всегда можно рассчитать точный вес продукта.

Общая информация

Абсолютная плотность является значением массы данного вещества в единице объема. Относительная – отношение массы определенного объема исследуемого нефтепродукта к такому же объему воды при аналогичных условиях. Плотность и удельный вес связаны через ускорение силы тяжести. Единицами СИ измерения абсолютной значения является кг/м³ (г/см³), относительной – %, удельного веса – Н/м³.

Как большинство физико-химических методов, измерение плотности необходимо проводить с учетом температуры объекта измерения и окружающей среды. Это обусловлено свойством жидкости расширятся при нагревании с уменьшение вязкости и плотности (и наоборот). Поэтому измерение проводят либо при стандартной температуре, или при фактической, но полученные значения пересчитывают на стандартную, в таком виде выдают результат. Это позволяет сделать данные объективными, дает возможность сравнивать полученные значения, как в зимнее, так в летнее время.

С 2004 года, согласно ГОСТ Р 51858 для нефти стандартной температурой считается +15°С (60°F). Выдавая результаты, следует писать используемые показатели, чтобы избежать путаницы.

Плотность – важнейший показатель для нефтепродуктов, он является одним из критериев качества. Значение этого показателя для высококачественной нефти меньше, чем низкокачественной. Зависит от глубины залегания – чем ниже исследуемый пласт, тем лучше нефть. Плотность зависит от химического и фракционного состава природного вещества, от температуры, давления, содержания газа, пластовой воды.

Средние значения плотности нефтепродуктов, кг/м³:

• бензин – 730-760;
• дизель – 840-850;
• мазут – 950;
• масла – 880-930;
• керосин – 780-830.

Для измерения данной величины (для бензина, масла, мазута, нефти или дизельного топлива) используют различное оборудование:

• ареометры;
• гидростатические весы Вестфаля-Мора;
• денсиметры;
• пикнометры;
• автоматические плотномеры.

Одним из самых доступных, точных и простых методов считается измерение плотности при помощи ареометра. Этот метод широко используется в лабораториях, на АЗС, базах хранения.

Ареометр для нефтепродуктов

Ареометр для нефти и производных представляет собой прозрачную стеклянную трубку, герметично запаянную с обеих сторон. Одна часть трубки широкая, в ней находится утяжелитель, обычно это свинцовая дробь. С другой стороны трубка узкая, в ней расположена бумажная полоска с маркировкой или шкала нанесена на само стекло. Маркировка зависит от назначения ареометра, для нефтепродуктов это значение плотности. Для измерения фактических, абсолютных значения используют г/см³, для относительных единиц – %.

Более удобным вариантом являются ареометры с термометром внутри – в нижней части есть тонкая трубка с ртутью или подкрашенным спиртом и температурная шкала. То есть, в процессе измерения показателя плотности, пользователь сразу видит актуальную температуру продукта. Принцип действия прибора основан на законе Архимеда.

Для работы с нефтепродуктами применяют 3 основных вида ареометра:

1. АН. Соответствует ГОСТ 18481. Не измеряет температуру, только плотность. Выдает точные результаты до +80°С.
2. 
   АНТ-1. Измеряет 2 параметра: плотность плюс температуру. Можно использовать при температуре продукта, среды -20 – +45°С. Позволяет узнать точное число для жидкостей с плотностью 650-1070 кг/м³. Более точный, так как цена деления ½ единицы (кг/м³).
3. 
   АНТ-2. Измеряет 2 параметра. Подойдет для работы при температуре от -20°С до +35°С. Можно проверить жидкость в диапазоне 670-1070. Цена деления 1 кг/м³.

Все виды выпускаются с различной шкалой, используемой для конкретного вида нефтепродуктов (5-7 диапазонов для каждого типа ареометра).

Важно! Ареометр должен оставаться с неизменным весом, герметичной колбой. Благодаря поверкам, которые проводятся каждые 4-5 лет, точность прибора остается неизменной. При бережной эксплуатации плотномером можно пользоваться десятки лет.

Выпускают ареометры как отечественные, так зарубежные производители, давая гарантию на свое изделие 2 года от начала использования.

Относительное соотношение показаний ареометра и нефтепродуктов:
Ареометр АНТ-1			Ареометр АНТ-2
Нефтепродукты		Показания ареометра	Нефтепродукты	Показания ареометра
Бензин	72, 76	650 – 710	72 - 90	670-750
	80 – 92, 93	710 – 770
	95 – 98	770 – 830	95 - 98	750 - 830
Дизель	830 – 890	830 - 910
Масло	лето	890 – 950	910 - 990, 990 - 1070
	зима	950 – 1010
Мазут	1010 – 1070

Для проведения определения плотности необходима емкость с продуктом и ареометр. Вместимость сосуда должна быть такой, чтобы измерительный прибор вошел в него по диаметру и смог погрузиться до верхней метки. Обычно используют мерный цилиндр из светлого стекла, лучше без маркировки, чтобы лучше видеть шкалу на плотномере. Емкость заполняют исследуемой жидкостью, ее, ареометр и посуду либо доводят до определенной температуры, или фиксируют реальную температуру, чтобы в конце произвести перерасчет.

Сухой ареометр опускают в исследуемый нефтепродукт так, чтобы он плавал подобно поплавку. Опускать прибор следует с осторожностью, ведь если плотность низкая, плотномер нырнет быстро и глубоко. Когда ареометр будет свободно плавать, он постепенно остановится. В этот момент следует снять показания со шкалы температуры и плотности. Показания снимают по нижнему мениску, когда глаза будут на уровне жидкости.

Стеклянный прибор следует эксплуатировать, хранить или транспортировать, строго в вертикальном положении. Для удобства ареометры помещают в индивидуальные пластиковые или деревянные контейнеры. Лаборатории предпочитают купить наборы ареометров для нефти, чтобы иметь возможность проверить самый широкий диапазон значений. Такие комплекты хранятся в деревянном или пластиковом корпусе-чемоданчике. Внутри расположен защитный материал (поролон, пенопласт, ткань) плюс фиксаторы для каждого ареометра.

Температура проведения испытания важна, но пользоваться ареометрами АН, АНТ-1 и АНТ-2 можно в любое время года, ведь их диапазон от -20 до +35°С (до +80°С).

Важно! Малейшие трещины или повреждения столбца термометра, шкалы плотности или цельности грузика, приведут к погрешности или разрушению ареометра.

Ареометры АН, АНТ-1 и АНТ-2 используются для измерения плотности нефти и нефтепродуктов.
Наименование	Диапазон измерения плотности, кг/м³	Температурный диапазон t, °C	Цена деления t, °С	Длина, мм
Ареометр АН	650–680, 680–710, 710–740, 740–770, 770–800, 800–830, 830–860, 860–890, 890–920, 920–950, 950–980, 980–1010, 1010–1040, 1040–1070	–	0,5	300
Ареометр АНТ-1	650–710, 710–770, 770–830, 830–890, 890–950, 950–1010, 1010–1070	-20…+45	0,5	500
Ареометр АНТ-2	670–750, 750–830, 830–910, 910–990 990–1070	-20…+35	1	300

У нас вы можете приобрести ареометры для нефти отечественного производства, выпущенные в соответствии с ГОСТ.

Зам. директора ГНМЦ ФГУП «ВНИИМ
им. Д.И. Менделеева по научной работе

__________________ В.С. Александров

РЕКОМЕНДАЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

ПЛОТНОСТЬ НЕФТИ
Требования к методикам выполнения измерений ареометром
при учетных операциях

МИ 2153-2004

г. САНКТ-ПЕТЕРБУРГ 2003 г.

РАЗРАБОТАНА

Государственным научным метрологическим центром ФГУП Всероссийским научно-исследовательским институтом метрологии им. Д.И. Менделеева

ИСПОЛНИТЕЛИ

Домостроева Н.Г. - кандидат технических наук, Гершун М.А. - кандидат технических наук, Снегов В.С. - кандидат технических наук

РАЗРАБОТАНА

ИСПОЛНИТЕЛИ

Кожуров В.Ю., Аблина Л.В., Дворяшин А.А. - кандидат физико-математических наук, Сагдеев Р.С.

ГНМЦ ФГУП ВНИИМ им. Д.И. Менделеева 20 июля 2003 г.

ЗАРЕГИСТРИРОВАНА

ФГУП ВНИИМС 14 июня 2004 г.

РЕКОМЕНДАЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Плотность нефти. Требования к методикам выполнения измерений ареометром при учетных операциях

МИ 2153-2004

Настоящая рекомендация распространяется на плотность нефти и устанавливает требования к методике выполнения ее измерений ареометром при учетных операциях. Нефть по степени подготовки соответствует требованиям ГОСТ Р 51858, допускается давление насыщенных паров по Рейду (ГОСТ 1756) не более 101,325 кПа при температуре приема-сдачи.

Рекомендация соответствует МС ИСО 3675 и ГОСТ Р 51069 в части сходимости и воспроизводимости результатов измерений.

1 Нормы погрешности измерений

1.1 ПРЕДЕЛ ПОВТОРЯЕМОСТИ (сходимость), r

Два результата измерений плотности двух частей пробы нефти, полученные одним исполнителем при одинаковых условиях, признают достоверными с доверительной вероятностью 0,95, если расхождение между ними не превышает 0,6 кг/м 3 .

1.2 ПРЕДЕЛ ВОСПРОИЗВОДИМОСТИ, R

Два результата измерений плотности одной пробы нефти, полученные разными исполнителями в разных лабораториях, признают достоверными с доверительной вероятностью 0,95, если расхождение между ними не превышает 1,5 кг/м 3 .

1.3 Доверительная погрешность измерения плотности нефти по данной рекомендации не более 1,2 кг/м 3 .

1.4 Расширенная неопределенность измерений плотности нефти по данной рекомендации: не более 1,5 кг/м 3 .

1.5 Оценку погрешности (неопределенности) проводят при вводе в эксплуатацию системы измерений количества и показателей качества нефти (СИКН) или аналитической лаборатории, а также на принятых в эксплуатацию СИКН, где такая оценка не была проведена ранее.

2 Средства измерений и вспомогательные устройства

При выполнении измерений плотности применяют следующие средства измерений и технические средства:

2.1 Ареометры для нефти АНТ-1 или АН по ГОСТ 18481 с пределом основной допускаемой погрешности 0,5 кг/м 3 .

2.2 Цилиндры для ареометров стеклянные типа I по ГОСТ 18481 или цилиндры металлические соответствующих размеров, в том числе теплоизолированные, термостатируемые и вмонтированные в трубопровод.

2.3 Термометры жидкостные стеклянные типа А по ГОСТ 28498 или термометры стеклянные для испытания нефтепродуктов типа ТИН-5 по ГОСТ 400, цена деления 0,1 °С.

2.4 Термостат для поддержания заданной температуры пробы с пределом допускаемой погрешности 0,1 °С.

2.5 Штативы для закрепления термометров в фиксированном положении в цилиндрах.

2.7 Трубка резиновая диаметром 8 мм по ГОСТ 5496.

2.8 Емкости для отбора и переноса пробы нефти.

2.9 Бензин-растворитель по ТУ 38.401-67-108.

2.11 Вода дистиллированная однократной перегонки по ГОСТ 6709.

Допускается применять другие средства измерений и материалы, обеспечивающие измерения плотности в соответствии с настоящей рекомендацией.

3 Метод измерений

3.1 Методику, изложенную в настоящей рекомендации, применяют при определении массы нефти косвенным методом динамических и статических измерений в случае отсутствия или отказа поточного преобразователя плотности (поточного ПП) и для контроля поточных ПП.

3.2 Сущность метода заключается в погружении ареометра в испытуемую пробу нефти, снятии показаний по шкале ареометра при температуре испытаний и пересчете показаний ареометра к температуре и давлению, при которых определен объем нефти. При контроле поточных ПП показания ареометра пересчитывают к температуре и давлению нефти в плотномере в момент отбора пробы для контроля.

4 Требования безопасности, охраны окружающей среды и требования к квалификации операторов

При проведении измерений плотности нефти соблюдают следующие требования безопасности:

4.2 Помещение оборудовано устройствами приточно-вытяжной вентиляции и вытяжными шкафами. Лиц, выполняющих измерения, обеспечивают средствами индивидуальной защиты.

4.3 Легковоспламеняющиеся поверочные и промывочные жидкости размещают в металлических канистрах для хранения нефтепродуктов. Канистры помещают в специально предназначенные для хранения нефтепродуктов помещения или металлические шкафы.

4.4 К выполнению измерений допускают лиц не моложе 18 лет, прошедших инструктаж по технике безопасности и изучивших эксплуатационную документацию на применяемые средства измерений и настоящую рекомендацию.

5 Условия измерений и подготовка к выполнению измерений

5.1 Все применяемые средства измерения поверены, имеют действующие свидетельства о поверке или оттиски поверительных клейм.

5.2 Измерения проводят в блоке измерений параметров качества нефти (БИК) или в помещении испытательной (аналитической) лаборатории.

5.3 При выполнении измерений соблюдают следующие условия:

температура окружающего воздуха, °С

атмосферное давление, кПа

относительная влажность воздуха, %

5.4 Если температура пробы нефти перед заполнением измерительного цилиндра отличается от температуры окружающего воздуха более чем на 3 °С, используют теплоизолированный, термостатируемый или встроенный в трубопровод цилиндр.

5.5 Пробу нефти отбирают по ГОСТ 2517 . Объем пробы: не менее двух литров. Перед заполнением измерительного цилиндра пробу делят на две части.

5.6 Заполнение измерительного цилиндра или другой емкости при отборе пробы, расфасовке и испытаниях проводят закрытым способом при помощи трубки, опущенной до дна.

5.7 Перед проведением измерений пробу нефти в пробоприемнике или другом сосуде перемешивают без нарушения герметичности (вместимость контейнера и объем отобранной пробы позволяют проводить равномерное перемешивание).

5.8 Ареометры, цилиндры, пробоприемник и другое применяемое оборудование моют нефрасом или горячей водой и сушат на воздухе.

6 Выполнение измерений

6.1 Измерительный цилиндр устанавливают на ровную, горизонтальную поверхность в месте, где нет сквозняков. Стеклянный цилиндр заполняют испытуемой нефтью на 5 - 6 см ниже верхней образующей. При использовании металлического цилиндра уровень нефти устанавливают на уровне верхней образующей цилиндра, недостающую нефть доливают в цилиндр, не допуская загрязнения ареометра над поверхностью нефти.

6.2 После заполнения цилиндра опускают в него мешалку и термометр. Термометр закрепляют так, чтобы участок шкалы, соответствующий температуре нефти, был на 5 - 10 мм выше верхней образующей цилиндра.

6.3 Мешалкой проводят 3 - 4 движения от дна цилиндра до уровня нефти и обратно. Затем вынимают мешалку. Образовавшиеся на поверхности пузырьки снимают фильтровальной бумагой.

6.4 Ареометр осторожно опускают в цилиндр, держа за верхний конец. За 2 - 3 деления до предполагаемого значения плотности ареометр отпускают, сообщая ему легкое вращение. Часть стержня, расположенная выше уровня погружения ареометра сухая и чистая.

6.5 После прекращения колебаний ареометра считывают показания шкалы ареометра с дискретностью 1/5 цены деления шкалы (0,1 кг/м 3 ) и показания термометра с дискретностью цены деления шкалы (0,1 °С).

Показания ареометра снимают по верхнему краю мениска (при этом глаз находится на уровне мениска). При использовании ареометров для нефти, градуированных по нижнему мениску, к показанию ареометра прибавляют поправку на мениск, равную 0,7 кг/м 3 .

6.6 Операции по п.п. 6.1 - 6.5 повторяют, используя вторую часть пробы.

6.7 После измерений использованные средства измерений и оборудование моют нефрасом и сушат на воздухе.

7 Обработка результатов измерений

7.1 Значения плотности нефти при 20 °С находят из таблицы Б.1 для ареометров, отградуированных при 20 °С; для ареометров, отградуированных при 15 °С - из таблицы Б.3.

7.2 Значения плотности нефти при 15 °С находят из таблицы Б.2 для ареометров, отградуированных при 20 °С; для ареометров, отградуированных при 15 °С - из таблицы Б.4.

7.3 Показания ареометра пересчитывают к условиям измерений объема или плотности нефти по формуле

где r - значение плотности нефти по показаниям ареометра, пересчитанное к условиям измерений объема или плотности нефти, кг/м 3 ;

r _АР - показание ареометра с учетом поправки на мениск, кг/м 3 ;

K = 1 - 0,000025·( t _АР - 15) - поправочный коэффициент на температурное расширение стекла для ареометров, отградуированных при 15 °С;

K = 1 - 0,000025·( t _АР - 20) - поправочный коэффициент на температурное расширение стекла для ареометров, отградуированных при 20 °С;

t _АР - показание термометра при измерениях плотности ареометром, °С;

b - коэффициент объемного расширения нефти, значения которого приведены в таблице А.1, 1/°С;

t - значение температуры нефти при измерениях объема (плотности) нефти, °С;

g - коэффициент сжимаемости нефти, значения которого приведены в таблице А.2, 1/МПа;

Р - избыточное давление нефти при измерениях объема (плотности), МПа.

7.4 Если расхождение между результатами измерений в двух частях пробы не превышает 2,8 r , оба результата измерений признают приемлемыми и в качестве окончательного результата принимают среднее арифметическое значение этих двух результатов измерений.

Если расхождение между полученными результатами превышает 2,8 r , то измерения повторяют, начиная с п. 5.5.

7.5 Вычисляют среднее арифметическое значение результатов измерений плотности двух частей пробы нефти, найденных по таблицам приложения Б или пересчитанных по формуле (1). Затем из среднего арифметического значения вычитают систематическую погрешность метода, которую определяют по формуле (В.1).

7.6 За результат измерений плотности нефти принимают значение, вычисленное согласно п. 7.5. Запись и округление чисел проводят до четырех значащих цифр.