Изменение № 1 ГОСТ Р 51858-2002 Нефть. Общие технические условия

Утверждено и введено в действие Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 16.08.2005 № 212-ст

Дата введении 2006-01-01

Раздел 1 изложить в новой редакции:

«Настоящий стандарт распространяется на нефти для поставки транспортным организациям, предприятиям Российской Федерации и для экспорта».

Раздел 2. Исключить ссылки и наименования:

«ГОСТ 33-2000 (ИСО 3104-94) Нефтепродукты. Прозрачные и непрозрачные жидкости. Определение кинематической вязкости и расчет динамической вязкости

ГОСТ 26976-86 Нефть и нефтепродукты. Методы измерения массы»;

последний абзац изложить в новой редакции:

«СанПиН 2.1.5.980-2000 Гигиенические требования к охране поверхностных вод. Санитарные правила и нормы»;

дополнить ссылками:

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

ГОСТ Р 51330.5-99 (МЭК 60079-4-75) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 4. Метод определения температуры самовоспламенения

ГОСТ Р 51947-2002 Нефть и нефтепродукты. Определение серы методом энергодисперсионной рентгенофлуоресцентной спектрометрии

ГОСТ Р 52247-2004 Нефть. Методы определения хлорорганических соединений

ГОСТ Р 52340-2005 Нефть. Определение давления паров методом расширения».

Раздел 3 исключить.

Пункт 4.1 изложить в новой редакции:

«4.1 При оценке качества нефть подразделяют на классы, типы, группы, виды».

Пункт 4.2. Таблица 1. Графу «Метод испытания» изложить в новой редакции: «По ГОСТ 1437, ГОСТ Р 51947 и 9.2 настоящего стандарта».

Пункт 4.3. Таблицу 2 изложить в новой редакции:

Таблица 2 - Типы нефти

Наименование показателя	Норма для нефти типа										Метод испытания
	0		1		2		3		4
	для предприятий Российской Федерации	для экспорта	для предприятий Российской Федерации	для экспорта	для предприятий Российской Федерации	для экспорта	для предприятий Российской Федерации	для экспорта	для предприятий Российской Федерации	для экспорта
1 Плотность, кг/м3, при температуре:											По ГОСТ 3900 и 9.3 настоящего стандарта По ГОСТ Р 51069 и 9.3 настоящего стандарта
20 °С	Не более 830,0		830,1-850,0		850,1-870,0		870,1-895,0		Более 895,0
15 °С	Не более 833,7		833,8-853,6		853,7-873,5		873,6-898,4		Более 898,4
2 Выход фракций, % об., не менее, до температуры:											По ГОСТ 2177 (метод Б)
200 °С	-	30	-	27	-	21	-	-	-	-
300 °С	-	52	-	47	-	42	-	-	-	-
3 Массовая доля парафина, %, не более	-	6	-	6	-	6	-	-	-	-	По ГОСТ 11851
Примечания: 1 Если нефть по одному из показателей (плотности или выходу фракций) относится к типу с меньшим номером, а по другому – к типу с большим номером, то нефть признают соответствующей типу с большим номером 2 Нефти типов 3 и 4 при приеме в систему трубопроводного транспорта для последующей поставки на экспорт должны иметь норму по показателю 3 «не более 6 %».

Пункт 4.4. Таблица 3. Пункты 2, 4, 5 изложить в новой редакции:

Наименование показателя	Норма для нефти группы			Метод испытания
	1	2	3
2 Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более	100	300	900	По ГОСТ 21534 и 9.6 настоящего стандарта
4 Давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.), не более	66,7 (500)			По ГОСТ 1756, ГОСТ Р 52340 и 9.8 настоящего стандарта
5 Массовая доля органических хлоридов во фракции, выкипающей до температуры 204 °С, млн-1 (ррm), не более	10	10	10	По ГОСТ Р 52247 или приложению А (6)

Пункт 4.5 и таблицу 4 изложить в новой редакции: «4.5 По массовой доле сероводорода и легких меркаптанов нефть подразделяют на 2 вида (таблица 4).

Таблица 4 - Виды нефти

Наименование показателя	Вид нефти		Метод испытания
	1	2
1 Массовая доля сероводорода, млн-1 (ррm), не более	20	100	По ГОСТ Р 50802
2 Массовая доля мегил- и этилмеркаптанов в сумме, млн-1 (ррm), не более	40	100
Примечание - Нормы по показателям таблицы 4 являются факультативными до 01.01.2009. Определяются для набора данных.

Пункт 4.6. Примеры изложить в новой редакции:

«Примеры:

1) Нефть с массовой долей серы 0,15 % (класс 1); с плотностью при температуре 20 °С 811,0 кг/м³, при 15 °С 814,8 кг/м³ (тип 0); с массовой долей воды 0,05 %, массовой концентрацией хлористых солей 25 мг/дм³, массовой долей механических примесей 0,02 %, с давлением насыщенных паров 58,7 кПа (440 мм рт. ст.), с массовой долей органических хлоридов во фракции до температуры 204 °С 1 млн^-1 (группа 1); с массовой далей сероводорода 5 млн^-1, легких меркаптанов 8 млн^-1 (вид 1) обозначается «Нефть 1.0.1.1 ГОСТ Р 51858».

2) Нефть, поставляемая для экспорта, с массовой долей серы 1,15 % (класс 2); с плотностью при температуре 20 °С 865,0 кг/м³, при температуре 15 °С 868,5 кг/м³, с выходам фракций до температуры 200 °С 23 % об., до температуры 300 °С 45 % об., с массовой долей парафина 4 % (тип 2э); с массовой далей воды 0,40 %, с массовой концентрацией хлористых солей 60 мг/дм³, с массовой долей механических примесей 0,02 %, с давлением насыщенных паров 57,4 кПа (430 мм рт. ст.), с массовой долей органических хлоридов во фракции до температуры 204 °С 2 млн^-1 (группа 1); с массовой долей сероводорода менее 5 млн^-1, легких меркаптанов 7 млн^-1 (вид 1) обозначается «Нефть 2.2э.1.1 ГОСТ Р 51858».

Раздел 5 изложить в новой редакции:

«5 Технические требования

5.1 Нефть должна соответствовать требованиям таблиц 1-4.

5.2 Нефть при приеме в систему трубопроводного транспорта для последующей поставки на экспорт должна соответствовать требованиям таблицы 3, группы 1».

Пункт 6.2. Заменить ссылку: ГН 2.2.5.698-98 [1] на «по [1]»;

второй абзац изложить в новой редакции:

«При перекачке и отборе проб нефть относят к 3-му классу опасности (предельно допустимая концентрация аэрозоля нефти в воздухе рабочей зоны - не более 10 мг/м³ [1]), при хранении и лабораторных испытаниях - к 4-му классу опасности (предельно допустимая концентрация по углеводородам алифатическим предельным C₁ - C₁₀ в пересчете на углерод - не более 900/300 мг/м³ [1]. Нефть, содержащую сероводород (дигидросульфид) с массовой долей более 20 млн^-1, считают сероводородсодержащей и относят ко 2-му классу опасности. Предельно допустимая концентрация сероводорода (дигидросульфида) в воздухе рабочей зоны не более 10 мг/м³, сероводорода (дигидросульфида) в смеси с углеводородами C₁ - С₅ - не более 3 мг/м³, класс опасности 2 [1]».

Пункт 6.7 после ссылки на ГОСТ Р 51330.11 изложить в новой редакции: «Температура самовоспламенения нефти согласно ГОСТ Р 51330.5 выше 250 ºС».

Пункт 8.1. Исключить слова: «(паспорт качества)».

Пункт 8.4. Пятый абзац изложить в новой редакции:

«- массовая концентрация хлористых солей»;

дополнить абзацем (после пятого):

«- давление насыщенных паров (только при приеме и сдаче в системе трубопроводного транспорта)».

Пункт 8.5. Абзац « - давление насыщенных паров» дополнить словами: «(кроме нефти в системе трубопроводного транспорта)»;

предпоследний абзац. Заменить слова: «паспорт качества» на «документ о качестве», «паспорта» на «документы о качестве».

Пункт 8.6. Заменить слова: «паспорт качества» на «документ о качестве».

Пункты 9.1, 9.2 изложить в новой редакции:

«9.1 Для определения массовой доли механических примесей, массовой доли органических хлоридов и парафина составляют накопительную пробу из равных количеств нефти всех объединенных проб за период между измерениями, отобранных по ГОСТ 2517. Пробы помещают в герметичный сосуд.

Давление насыщенных паров, выход фракций, массовую долю сероводорода и легких меркаптанов определяют в точечных пробах, отобранных по ГОСТ 2517.

Остальные показатели качества нефти определяют в объединенной пробе, отобранной по ГОСТ 2517.

9.2 Массовую долю серы определяют по ГОСТ 1437, ГОСТ Р 51947 или согласно приложению А (7). При использовании методов по ГОСТ Р 51947 или согласно приложению А (7) массовая доля воды в пробе не должна быть более 0,5 %.

При разногласиях в оценке качества нефти по массовой доле серы определение выполняют по ГОСТ Р 51947».

Пункт 9.3. Первый абзац после слов «по ГОСТ 3900» дополнить словами: «и по приложению А (11)».

Пункт 9.4 исключить.

Пункт 9.6 изложить в новой редакции:

«9.6 Массовую концентрацию хлористых солей в нефти определяют по ГОСТ 21534. Допускается применять метод согласно приложению А (4). При разногласиях в оценке качества нефти массовые концентрации хлористых солей определяют методом А по ГОСТ 21534».

Пункт 9.7 исключить.

Пункт 9.8 изложить в новой редакции:

«9.8 Давление насыщенных паров нефти определяют по ГОСТ 1756, ГОСТ Р 52340 или согласно приложению А (10).

Допускается применять метод согласно приложению А (9) с приведением к давлению насыщенных паров по ГОСТ 1756.

При разногласиях в оценке качества нефти давление насыщенных паров определяют по ГОСТ 1756».

Пункты 9.9, 9.10 исключить.

Пункт 9.11 изложить в новой редакции:

«9.11 Определение массовой доли органических хлоридов в нефти выполняют по ГОСТ Р 52247 или в соответствии с приложением А (6).

Для получения фракции, выкипающей до температуры 204 °С, допускается использование аппаратуры по ГОСТ 2177 (метод Б).

При разногласиях в оценке качества нефти определение массовой доли органических хлоридов выполняют по ГОСТ Р 52247».

Приложение А. Позицию 1 исключить;

заменить обозначения:

АСТМ Д 1250-80(97) на АСТМ Д 1250-2004,

АСТМ Д 3230-90(97) на АСТМ Д 3230-99,

АСТМ Д 4006-81 на АСТМ Д 4006-81 (2000);

дополнить позициями - 10, 11:

«10 АСТМ Д 323-99а Метод определения давления насыщенных паров нефтепродуктов (метод Рейда)

11 ИСО Р 91/2-1991 Рекомендации ИСО по применению таблиц измерения параметров нефти и нефтепродуктов, основанных на измерении плотности при 20 °С.

Приложение Б исключить.

Стандарт дополнить элементом - «Библиография»:

«Библиография

[1] Гигиенические нормы ГН 2.2.5.1313-03

Предельно допустимые концентрации (ПДК) вредных веществ в воздухе рабочей зоны».

Библиографические данные. Код ОКП заменить новым:

«ОКП 02 4300, 02 4400, 02 4500»;

ключевые слова. Исключить слова: «паспорт качества»; дополнить словами: «сероводород», «органические хлориды».

(ИУС № 11 2005 г.)