Реферат: Государственный стандарт союза сср

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ СОЮЗА ССР

 

НЕФТЬ И НЕФТЕПРОДУКТЫ

МЕТОДЫ ИЗМЕРЕНИЯ МАССЫ

 

ГОСТ 26976-86

 

Petroleum and petroleum products.

Methods of mass measurement

 

Содержание

 

1. Общие положения

2. Методы измерений

3. Погрешности методов измерения

Приложение 1. Термины, применяемые в стандарте, и пояснения к ним

Приложение 2. Математические модели косвенных методов измерений массы и их погрешностей

Приложение 3. Примеры вычислений массы продукта и оценки погрешностей методов

 

^ 1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

 

1.1. Стандарт регламентирует методы измерений массы брутто и массы нетто продуктов.

Основным методом при поставках на экспорт и коммерческих операциях по нефти и нефтепродуктам, кроме мазутов, битумов и пластичных смазок, является динамический метод с применением счетчиков (расходомеров).

1.2. Продукты должны соответствовать требованиям действующей нормативно-технической документации.

1.3. Термины, используемые в настоящем стандарте, и поясне­ния к ним приведены в справочном приложении 1.

 

^ 2. МЕТОДЫ ИЗМЕРЕНИЙ

 

2.1. При проведении учетно-расчетных операций применяют прямые и косвенные методы.

2.2. При применении прямых методов измеряют массу продук­тов с помощью весов, весовых дозаторов и устройств, массовых счетчиков или массовых расходомеров с интеграторами.

2.3. Косвенные методы подразделяют на объемно-массовый и гидростатический.

2.3.1. Объемно-массовый метод

2.3.1.1. При применении объемно-массового метода измеряют объем и плотность продукта при одинаковых или приведенных к одним условиям (температура и давление), определяют массу брутто продукта, как произведение значений этих величин, а затем вычисляют массу нетто продукта.

2.3.1.2. Плотность продукта измеряют поточными плотномерами или ареометрами для нефти в объединенной пробе, а температуру продукта и давление при условиях измерения плотности и объема соответственно термометрами и манометрами.

2.3.1.3. Определение массы нетто продукта

При определении массы нетто продукта определяют массу балласта. Для этого измеряют содержание воды и концентрацию хлористых солей в нефти и рассчитывают их массу.

Массу механических примесей определяют, принимая среднюю массовую долю их в нефти по ГОСТ 9965-76.

Содержание воды в нефти и концентрацию хлористых солей измеряют, соответственно, поточными влагомерами и солемерами или определяют по результатам лабораторных анализов объеди­ненной пробы нефти.

2.3.1.4. В зависимости от способа измерений объема продукта объемно-массовый метод подразделяют на динамический и статический.

Динамический метод применяют при измерении массы про­дукта непосредственно на потоке в нефтепродуктопроводах. При этом объем продукта измеряют счетчиками или преобразователями расхода с интеграторами.

Статический метод применяют при измерении массы продукта в градуированных емкостях (вертикальные и горизонтальные резервуары, транспортные емкости и т. п.).

Объем продукта в резервуарах определяют с помощью градуировочных таблиц резервуаров по значениям уровня на­полнения, измеренным уровнемером, метроштоком или металлической измерительной рулеткой. В емкостях, градуированных на полную вместимость, контролируют уровень наполнения, и определяют объем по паспортным данным.

2.3.2. Гидростатический метод

2.3.2.1. При применении гидростатического метода измеряют гидростатическое давление столба продукта, определяют среднюю площадь заполненной части резервуара и рассчитывают массу продукта, как произведение значений этих величин, деленное на ускорение силы тяжести.

Массу отпущенного (принятого) продукта определяют двумя методами:

как разность масс, определенных в начале и в конце товарной операции вышеизложенным методом;

как произведение разности гидростатических давлений в начале и в конце товарной операции на среднюю площадь сечения части резервуара, из которого отпущен продукт, деленное на ускорение силы тяжести.

2.3.2.2. Гидростатическое давление столба продукта измеряют манометрическими приборами с учетом давления паров продукта.

2.3.2.3. Для определения средней площади сечения части резервуара металлической измерительной рулеткой или уровнемером измеряют уровни продукта в начале и в конце товарной операции и по данным градуировочной таблицы резервуара вычисляют соответствующие этим уровням средние площади сечения.

Допускается вместо измерения уровня измерять плотность продукта по п. 2.3.1.2 и определять:

уровень налива для определения средней площади сечения, как частного от деления гидростатического давления на плот­ность;

объем нефти для определения массы балласта, как частного от деления массы на плотность.

2.4. Математические модели прямых методов и их погреш­ностей приведены в МИ 1953-88.

Математические модели косвенных методов и их погрешностей приведены в обязательном приложении 2.

Примеры вычислений массы продукта и оценки погрешностей методов приведены в справочном приложении 3.

 

Примечание. Для внешнеторговых организаций при необходимости до­пускается рассчитывать массу в соответствии с положениями стандарта ИСО 91/1-82 и других международных документов, признанных в СССР.

 

^ 3. ПОГРЕШНОСТИ МЕТОДОВ ИЗМЕРЕНИЯ

 

3.1. Пределы относительной погрешности методов измерения массы должны быть не более:

при прямом методе:

± 0,5 % - при измерении массы нетто нефтепродуктов до 100 т, а также массы нетто битумов;

± 0,3 % - при измерении массы нетто пластических смазок;

при объемно-массовом динамическом методе:

± 0,25 % - при измерении массы брутто нефти;

± 0,35% - при измерении массы нетто нефти;

± 0,5 % - при измерении массы нетто нефтепродуктов от 100 т и выше;

± 0,8 % - при измерении массы нетто нефтепродуктов до 100 т и отработанных нефтепродуктов;

при объемно-массовом статическом методе:

± 0,5% - при измерении массы нетто нефти, нефтепродуктов от 100 т и выше, а также массы нетто битумов;

± 0,8% - при измерении массы нетто нефтепродуктов до 100 т и отработанных нефтепродуктов;

при гидростатическом методе:

± 0,5 % - при измерении массы нетто нефти, нефтепродуктов от 100 т и выше;

± 0,8 % - при измерении массы нетто нефтепродуктов до 100 т и отработанных нефтепродуктов.

 

ПРИЛОЖЕНИЕ 1

Справочное

 

^ ТЕРМИНЫ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ В СТАНДАРТЕ, И ПОЯСНЕНИЯ К НИМ

 

Масса брутто - масса нефти и нефтепродуктов, показатели качества кото­рых соответствуют требованиям нормативно-технической документации.

Масса балласта - общая масса воды, солей и механических примесей в нефти или масса воды в нефтепродуктах.

Масса нетто - разность масс брутто и массы балласта.

 

ПРИЛОЖЕНИЕ 2

Обязательное

 

^ МАТЕМАТИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ КОСВЕННЫХ МЕТОДОВ ИЗМЕРЕНИЙ МАССЫ И ИХ ПОГРЕШНОСТЕЙ

 

1. Модель объемно-массового динамического метода

,               (1)

 

где т

- масса продукта, кг;

V

- объем продукта, м3;

р

- плотность продукта, кг/м3;

δρ=(tρ - tV)

- разность температур продукта при измерении плотности (tρ) и объема (tv), °С;

β

- коэффициент объемного расширения продукта, 1/°С;

δρ =(Pv - Рρ)

- разность давлений при измерении объема (Pv) и плотности (Рρ), МПа;

у

- коэффициент сжимаемости от давления, 1/МПа.

 

^ 1.1. Модель погрешности метода

 

,               (2)

 

где  Δm

- относительная погрешность измерения массы продукта, %;

ΔV

- относительная погрешность измерения объема, %;

Δρ

- относительная погрешность измерения плотности, %;

Δδt

- абсолютная погрешность измерения разности температур δt, ºC;

ΔМ

- относительная погрешность центрального блока обработки и индикации данных, %.

 

2. Модель объемно-массового статического метода



           (3)

 

где Vi, Vi+1

- объемы продукта, соответственно, в начале и конце товарной операции, определяемые по градуировочной таблице резервуара, м3;

ρi; ρi+1,

- средние плотности продукта, соответственно, в начале и в конце товарной операции, кг/м3;

α

- коэффициент линейного расширения материала стенок резервуара, 1°С;



- разность температур стенок резервуара при измерении объема (tv) и при градуировке (tгр), °С.

 

2.1. Модель погрешности метода

 

(4)

где  Н

- уровень продукта, в емкости, м;

ΔН

- абсолютная погрешность измерения уровня наполнения продукта, м;

ΔК

- относительная погрешность градуировки резервуара, %.

 

3. Модель гидростатического метода

 

 (5)                или   (6)

 

где Si; Si+1

- средние значения площади сечения резервуара, соответственно в начале и в конце товарной операции, м2, определяемые

как  - (V - объем продукта, м3, Н - уровень наполнения емкости, м);



- среднее значение площади сечения части резервуара, из которой отпущен продукт, м2;

g

- ускорение свободного падения, м/с2;

Pi; Pi+1

- давление продукта в начале и в конце товарной операции, Па;

ξP=Pi –Pi+1

- разность давлений продукта в начале и в конце товарной опе­рации, Па.

 

3.1. Модель погрешности метода

для формулы (5)

                       (7)

для формулы (6)

      (8)

 

где  ΔSi, ΔSi+1

- относительные погрешности измерения сечения резервуара, соответственно, в начале и в конце товарной операции, %;

ΔРi, ΔPi+1

- относительные погрешности измерения давлений, соответственно, в начале и в конце товарной операции, %;

ΔξР

- относительная погрешность измерения разности давлений ξР, %;

ΔSср

- относительная погрешность измерения среднего значения площади сечении резервуара, из которой отпущен продукт, %.

 

4. Модели измерения массы нетто нефти

При применении объемно-массового метода измерения массы:

.                  (9)

При применении гидростатического метода измерений массы:

 

,                                                           (10)

 

где  mн

- масса нефти нетто, кг;

mб

- масса балласта, кг;

φв

- объемная доля воды в нефти, %;

ρв

- плотность воды, кг/м3;

ωхс

- концентрация хлористых солей, кг/м3;

ωмп

- нормированная массовая доля механических примесей в нефти, %.

 

^ 4.1. Модели погрешности методов

для формулы (9)

(11)

для формулы (10)

 

,(12)

 

где  Δρв

- абсолютная погрешность измерения плотности воды, кг/м3;

Δφв

- абсолютная погрешность измерения содержания воды, % объем­ных;

Δωх с

- абсолютная погрешность измерения концентрации хлористых со­лей, кг/м3.

 

Примечание. Погрешности измерения параметров β, γ, δр,α, ,в моделях погрешностей методов не учитывают ввиду их малого влияния.

 

 

ПРИЛОЖЕНИЕ 3

Справочное

 

^ ПРИМЕРЫ ВЫЧИСЛЕНИЙ МАССЫ ПРОДУКТА И ОЦЕНКИ ПОГРЕШНОСТЕЙ МЕТОДОВ

 

1. Объемно-массовый динамический метод

1.1. При применении объемно-массового динамического метода применяют следующие средства измерений:

турбинный счетчик с пределами допускаемых значений относительной по­грешности (в дальнейшем погрешностью) ΔV=±0,2%;

поточный плотномер с абсолютной погрешностью δρ =±1,3 кг/м3;

термометры с абсолютной погрешностью Δt ±0,5°С;

манометры класса I с верхним пределом диапазона измерения Pmах=10 МПа.

Обработка результатов измерений производится на ЭВМ с относительной погрешностью ΔМ = ±0,1%.

1.2. Измеренный объем продукта V = 687344 м3.

1.3. По результатам измерений за время прохождения объема вычисляют следующие параметры (средние арифметические значения):

температуру продукта при измерении объема tV = 32°C;

давление при измерении объема Pv = 5,4 МПа;

температуру продукта при измерении плотности tρ =30°С;

давление при измерении плотности Рρ =5,5 МПа;

плотность продукта ρ = 781 кг/м3.

1.4. По справочникам определяют:

коэффициент объемного расширения продукта β= 8∙10-4 1/°С;

коэффициент сжимаемости продукта от давления γ =1,2-10-3 1/МПа.

1.5. Массу прошедшего по трубопроводу продукта вычисляют по формуле (1)

 

m = 687344∙781∙ [1+8∙10-4∙ (30—32)] ∙ [1 + 1,2∙10-3(5,4-5,5)] = 535892444 кг = 535,9 тыс. т.

 

1.6. Для определения погрешности метода вычисляют:

относительную погрешность измерения плотности но формуле



 

где ρmin - минимальное допускаемое в методике выполнения измерений (МВИ)

значение плотности продукта;

абсолютную погрешность измерения разности температур

 

.

 

1.7. При определении погрешности метода учитывают, что она достигает максимума при максимально допускаемом превышении температуры tv над температурой tρ, которое должно указываться в МВИ. Для примера принимаем, что в МВИ задано значение 10°С.

1.8. Погрешность объемно-массового динамического метода измерения вычисляют по формуле (2) приложения 2:



 

2. Объемно-массовый статический метод

2.1. При применении объемно-массового статического метода использованы следующие средства измерений:

стальной вертикальный цилиндрический резервуар вместимостью 10000 м3, отградуированный с относительной погрешностью ΔK= ±0,1 % при температуре tгр = 18°C;

уровнемер с абсолютной погрешностью ΔН= ±12 мм;

ареометр для нефти (нефтеденсиметр) с абсолютной погрешностью Δρ = 0,5 кг/м3;

термометры с абсолютной погрешностью Δt=±1°С.

Обработка результатов измерений производится на ЭВМ с относительной погрешностьюΔM= ± 0,1 %.

2.2. При измерениях перед отпуском продукта получены следующие результаты:

высота налива продукта Hi= 11,574 м;

плотность продукта из объединенной пробы в лабораторных условиях при температуре =22°C, ρi= 787 кг/м3;

средняя температура продукта в резервуаре =34°C;

температура окружающего воздуха ti = -12°С.

2.3. При измерениях после отпуска продукта получены следующие резуль­таты:

высота налива продукта Hi+1 = 1,391 м;

плотность продукта из объединенной пробы в лабораторных условиях при температуре =22°C- ρi+1= 781 кг/м3;

средняя температура продукта в резервуаре =32°C;

температура окружающего воздуха ti+1=-18°С.

2.4. По справочникам определяют:

коэффициент линейного расширения материала стенок резервуара

α=12∙10-61/°С;

коэффициент объемного расширения продукта

β=8∙10-4l/°C.

2.5. По градуировочной таблице резервуара определяют:

объем продукта в резервуаре перед отпуском Vi= 10673,7 м3;

объем продукта в резервуаре после отпуска l/i+1= 1108,2 м3.

2.6. Вычисляют температуру стенок резервуара:

перед отпуском продукта



 

после отпуска продукта

 



 

2.7. Массу отпущенного продукта определяют по формуле (3) приложения 2:

 

m = 10673,7∙[l+2∙12∙10-6(11-18)] ∙784∙ [1+8∙10-4∙(22-34)] – 1108,2∙ [1+2∙12∙10-6∙ (7-18)] ∙781∙ [1+8∙10-4∙ (22-32)] =8286454-858353 = 7428101 кг =7430 т.

 

2.8. Для определения погрешности метода вычисляют:

относительную погрешность измерения плотности продукта

 

:

абсолютную погрешность измерения разности температур:

 



2.9. При определении погрешности метода учитывают, что она достигает максимума при максимальном для данного резервуара значения , указанном в паспорте на резервуар, а также при минимальной разности  и максимальном превышении температуры tv над температурой tρ которые должны указываться в MBИ.

2.9.1. В рассматриваемом случае, например, используют резервуар с =l2 м и заданы (Hi-Hi+i)min= 8 м и следовательно =4 м и min=min=-10°С

2.9.2. По градуировочной таблице резервуара определяют объемы, соответ­ствующие уровням п. 2.9.1:



2.9.3. Для расчета погрешности определяют значения

 и

.

 

Примечание. В данных расчетах принято допущение о равенстве плотности продукта в резервуаре до начала и после окончания отпуска и плот­ности отпущенного продукта, что существенно не влияет на оценку погрешности.

2.10. Погрешность объемно-массового статического метода вычисляют по формуле (4) приложения 2:

 



 

3. Гидростатический метод

3.1. При применении гидростатического метода используют следующие средства измерений:

стальной вертикальный цилиндрический резервуар вместимостью 10000 м3, отградуированный с относительной погрешностью ΔК= ±0,1 % при температу­ре tгр=18°С;

уровнемер с абсолютной погрешностью ΔH = ±12 мм;

дифференциальный манометр с относительной погрешностью ΔPi = ΔPi+1= ±0,25%.

Обработка результатов измерений производится на ЭВМ с относительной погрешностью ΔM = ±0,1%.

3.2. При измерениях получены результаты:

высота налива продукта перед отпуском Нi= 10,972 м;

дифференциальное давление перед отпуском Рi=86100 Па;

высота налива продукта после отпуска Нi+1= 1,353 м;

дифференциальное давление после отпуска Р i+1= 11800 Па.

3.3. По справочнику определяют значение ускорения свободного падения для данной местности g = 9,815 м/с2.

3.4. По градуировочной таблице резервуара определяют:

объем продукта перед отпуском Vi =10581,4 м3;

объем продукта после отпуска Vi+1= 1297,1 м3.

3.5. Вычисляются следующие значения величин:

при применении для расчета формулы (5) приложения 2 среднее значение площади сечения резервуара перед отпуском продукта



и после отпуска продукта



при применении для расчета формулы (6) приложения 2 среднее значение площади сечения части резервуара, из которого отпущен продукт

 

,

 

разность давлений продукта в начале и в конце товарной операции с учетом изменившегося столба воздуха в резервуаре



= 86100-11800-1,3∙9,815∙ (10,972-1,353) =74200 Па,

 

где ρв - плотность воздуха, кг/м3.

3.6. Массу отпущенного продукта вычисляют по формуле (5) или (6), соответственно:

 



или



 

3.7. При определении погрешности метода учитывают, что она достигает максимума при максимальном для данного резервуара значения, указанного в паспорте на резервуар, а также при минимальном значении отпущенного продукта mmin и его максимальной плотности ρmах, которые должны указываться в МВИ.

3.7.1. В рассматриваемом случае, например, используют резервуар с =12 м и заданными mmin = 7000 т и ρmах = 860 кг/м3.

3.7.2. По градуировочной таблице резервуара определяют объем  = 11112,1 м3, соответствующий , рассчитывают минимальное изменение объема ΔV и максимальное значение объема :

и



По градуировочной таблице резервуара определяют уровень = 3,25 м, соответствующий .

3.8. Для расчета погрешности определяют

максимальное значение давления столба продукта перед отпуском:

 



после отпуска:



 

среднее значение площади сечения резервуара, соответствующее

и:

,

.

 

относительную погрешность измерения разности давлений

 



 

3.9. Погрешность гидростатического метода определяют по формуле (7) или (8) приложения 2, соответственно:

 

,

.

 

Примечание. В данных расчетах за погрешность ΔSi, ΔS(i+1) и ΔSсрпринимается погрешность градуировки резервуара ΔК, равная 0,1%, так как погрешность измерения уровня при применении метода градуировки по ГОСТ 8.380-80 не указывает существенного влияния на погрешность измерения площадей.

4. Методы измерения массы нефти нетто

4.1. При измерении масс нефти брутто были использованы средства измерений и получены результаты, приведенные в пп. 1 и 3.

4.2. Дополнительно для измерения массы нефти нетто были использованы: влагомер с абсолютной погрешностью Δφв= ±0,18% (по объему),

солемер с абсолютной погрешностью Δωхс = ±0,25 кг/м3,

ареометр для измерения плотности воды с абсолютной погрешностью Δρв = 0,5 кг/м3.

4.3. По результатам измерений за время отпуска продукта вычисляют следующие параметры (средние арифметические значения):

объемную долю воды в нефти φв = 0,7% (по объему);

концентрацию хлористых солей в нефти ωхс=1,2 кг/м3;

плотность воды, содержащейся в нефти ρв= 1050 кг/м3.

4.4. Массовая доля механических примесей в нефти принимается равной предельному значению по ГОСТ 9965-76, ωмп = 0,05% (по массе).

4.5. При применении объемно-массового метода (см. п. 1) массу нефти нетто, определяют по формуле (9) приложения 2:



 

4.6. При применении гидростатического метода (см. п. 3) предварительно определяют:

 



 

Массу нефти в этом случае определяют по формуле (10) приложения 2:

 



 

4.7. При определении погрешностей методов учитывается, что они дости­гают максимума при максимально допускаемых значениях плотности воды ρв , содержания воды φв и концентрации хлористых солей ωхс в нефти, при максимальном превышении температуры tv над температурой tρ и минималь­но допускаемом значении плотности нефти ρ, которые должны указываться в МВИ.

4.7.1. В рассматриваемом случае, например, в МВИ заданы:

 



.

 

4.8. Погрешность объемно-массового метода измерения массы нефти нетто по формуле (11) приложения 2:



 

4.8.1. При применении объемно-массового статического метода (см. п. 2) погрешность определяют также по формуле (11) приложения 2, однако требу­ется определить погрешность косвенного измерения объема ΔV, которую рассчи­тывают по формуле:

 



 



 

4.9. Для расчета погрешности гидростатического метода измерения массы нефти предварительно определяют абсолютную погрешность измерения плотности (см. п. 3)

 



 

Погрешность гидростатического метода измерения массы нефти нетто вычисляют по формуле (12) приложения 2: