API MPMS 3.6-2001(2017) Руководство по стандартам измерения нефтепродуктов Глава 3 — Измерение уровня в резервуарах Раздел 6 — Измерение жидких углеводородов с помощью гибридных систем измерения уровня в резервуарах (Второе издание; Включенные исправления: 9/2005) - Стандарты и спецификации PDF

API MPMS 3.6-2001(2017)
Руководство по стандартам измерения нефтепродуктов Глава 3 — Измерение уровня в резервуарах Раздел 6 — Измерение жидких углеводородов с помощью гибридных систем измерения уровня в резервуарах (Второе издание; Включенные исправления: 9/2005)

Стандартный №
API MPMS 3.6-2001(2017)
Дата публикации
2017
Разместил
American Petroleum Institute (API)
 

сфера применения
«Этот стандарт охватывает выбор, установку, ввод в эксплуатацию, калибровку и проверку гибридных систем измерения резервуаров (HTMS) для измерения уровня, статической массы, наблюдаемого и стандартного объема, а также наблюдаемой и эталонной плотности в резервуарах, хранящих нефть и нефтепродукты. Пользователь должен определить, какие измерения требуются для целей коммерческого учета или контроля запасов (стандартная объемная масса или и то, и другое). Поэтому этот стандарт также предоставляет метод анализа неопределенности с примерами, чтобы пользователи могли выбрать правильные компоненты и настроить HTMS для более точного соответствия предполагаемому применению. (См. Приложение B.) Этот стандарт охватывает HTMS для стационарных резервуаров, хранящих жидкие углеводороды с давлением паров по Рейду ниже 15 фунтов на квадратный дюйм (103,42 кПа). Этот стандарт применяется к вертикальным цилиндрическим резервуарам и может также применяться к резервуарам с другой геометрией (например, сферическим и горизонтальным цилиндрическим), которые были откалиброваны признанным в нефтяной промышленности методом. Примеры анализа неопределенности для сферических и горизонтальных цилиндрических резервуаров также приведены в Приложении B. Этот стандарт не применяется к резервуарам под давлением или морским применениям. Этот стандарт охватывает установку и калибровку HTMS для коммерческого учета и контроля запасов. Примечание: Термин «масса» используется для обозначения массы в вакууме (истинная масса). В нефтяной промышленности нередко используют кажущуюся массу (в воздухе) для коммерческих транзакций. Даются указания по расчету как массы, так и кажущейся массы в воздухе (см. Приложение A).
Руководство по стандартам измерения нефтепродуктов Глава 3 — Измерение уровня в резервуарах Раздел 6 — Измерение жидких углеводородов с помощью гибридных систем измерения уровня в резервуарах (Второе издание; Включенные исправления: 9/2005)

стандарты и спецификации

API MPMS 3.3-1996 Руководство по стандартам измерения нефти. Глава 3. Измерение уровня в резервуарах. Раздел 3. Стандартная практика измерения уровня жидких углеводородов API MPMS 7-2001 Руководство по стандартам измерения нефти. Глава 7. Определение температуры (первое издание ISO 15169:2003 Нефть и жидкие нефтепродукты. Определение объема, плотности и массы содержания углеводородов в вертикальных цилиндрических резервуарах с помощью гибридных BS ISO 15169:2003 Нефть и жидкие нефтепродукты. Определение объема, плотности и массы содержания углеводородов в вертикальных цилиндрических резервуарах с помощью гибридных API MPMS 3.6-2001 Руководство по стандартам измерения нефти Глава 3 — Измерение уровня в резервуарах Раздел 6 — Измерение жидких углеводородов с помощью гибридных систем AIR FORCE MIL-PRF-32278 B-2008 ДАТЧИК, ТАКТИЧЕСКИЙ АВТОМАТИЗИРОВАННЫЙ БАК (TATG) Топливо Оборудование для обеспечения оперативной готовности (FORCE PA COM-2004 Комментарий к нанесению краски API MPMS 19.1-2002 Руководство по стандартам измерения нефти. Глава 19. Измерение потерь от испарения. Раздел 1. Потери от испарения из резервуаров с фиксированной крышей (третье ISO 23032:2022 Метеорология. Наземное дистанционное зондирование ветра. Радиолокационный профилометр ветра



© 2025. Все права защищены.