Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Методы измерения массы нефти


Определение массы нефти и нефтепродуктов — КиберПедия

Определение массы нефти и нефтепродуктов

 

 

Методические указания

 

для студентов, обучающихся по специальности «Эксплуатация и обслуживание объектов транспорта и хранения нефти, газа и продуктов переработки»

 

 

Хабаровск 2014

УДК (665.6+665.7):620.108 (075.8)

ББК Л 514-309.7 я 73

С 984

 

Рецензент: кандидат химических наук, доцент, декан факультета «Экология и химические технологии» ФГБОУ ВПО «КнАГТУ» В.В. Телеш;

 

 

Утверждено редакционно-издательским советом университета в качестве учебного пособия.

 

 

Сюй, А. В.

С 984 Определение массы нефти и нефтепродуктов: Методические указания / А. В. Сюй. – Хабаровск:

ДВГУПС, 2014.– … с.

ISBN ……….

 

В методических указаниях приведена краткая теория по определению массы товарной нефти и нефтепродуктов в сферах распространения государственного метрологического контроля и надзора, основанные на:

- прямых методах динамических и статических измерений; - косвенных методах динамических и статических измерений; - косвенном методе, основанном на гидростатическом принципе. Методические указания предназначены для студентов Естественнонаучного института, обучающихся по специальности «Эксплуатация и обслуживание объектов транспорта и хранения нефти, газа и продуктов переработки».

 

 

УДК (665.6+665.7):620.108 (075.8)

ББК Л 514-309.7 я 73

© А. В. Сюй, 2014

ISBN ……….. © Оформление. ДВГУПС

Общие положения методических указаний по выполнению контрольной работы

Цель контрольной работы – обучение студентов теоретическим и практическим навыкам определения массы нефти и нефтепродуктов.

Конечная цель выполнения контрольной работы – изучение теоретических основ и ознакомление с практическими результатами использования методов измерений массы нефти и нефтепродуктов.

Выполнение контрольной работы имеет следующие задачи:- изучение теоретического материала по методикам выполнения измерений (МВИ) массы товарной нефти и нефтепродуктов- ознакомление студентов с:

- прямыми методами динамических и статических измерений; - косвенными методами динамических и статических измерений; - косвенном методе, основанном на гидростатическом принципе. - овладение основами определения массы товарной нефти и нефтепродуктов

- умение пользоваться дополнительной литературы и справочниками- владение навыками математического аппарата и физическими моделями

Вариант № 1 – (10, 01)

Вариант № 2 – (02, 11, 20)

Вариант № 3 – (03, 12, 21, 30) и т.д.

Таблица 1

Исходные данные и определяемые величины

Вариант dt, °С dр, МПа V, м3 r, кг/м3 ωхс, кг/м3 jв, %
1. 0,1 0,01 900,1 0,2
2. 0,15 0,015 880,2 0,22 1,1
3. 0,1 0,016 878,9 0,24 1,2
4. 0,17 0,017 795,3 0,25 1,15
5. 0,18 0,016 865,6 0,24
6. 0,16 0,014 858,8 0,26 1,21
7. 0,13 0,015 790,4 0,21
8. 0,14 0,018 785,6 0,22 1,22
9. 0,15 0,017 781,2 0,22 1,15
10. 0,16 0,016 772,7 0,23 1,13
11. 0,17 0,014 769,1 0,21 1,14
12. 0,1 0,015 763,3 0,25 1,05
13. 0,16 0,016 752,1 0,24 1,5
14. 0,15 0,018 748,8 0,23 1,26
15. 0,13 0,02 739,2 0,24 1,52
16. 0,14 0,021 720,6 0,25 1,43
17. 0,18 0,022 711,1 0,2 1,36
18. 0,15 0,023 700,5 0,21 1,44

 

DV - относительная погрешность измерения объема, принять 0,3 %;

Dρ - относительная погрешность измерения плотности, принять 0,3%;

Dδt – абсолютная погрешность измерения разности температур δt, принять 0,14 °С;

DМ – относительная погрешность центрального блока обработки и индикации данных, принять 0,2 %;

Vi, Vi+1 – объемы продукта, соответственно, в начале и в конце товарной операции, принять в соответствии с вариантом Vi=1000 м3; Vi+1= Vi-V м3;

ρi, ρi+1 – средние плотности продукта, соответственно, в начале и в конце товарной операции принять равными в соответствии с вариантом кг/м3;

α – коэффициент линейного расширения материала стенок резервуара, принять 0,014 1/°С;

- разность температур стенок резервуара при измерении объема (tv) и при градуировке (tгр), принять 5 °С;

Нi – уровень продукта в емкости в начале товарной операции, принять 14 м;

Нi+1 – уровень продукта в емкости в конце товарной операции, принять м;

DН – абсолютная погрешность измерения уровня наполнения продукта, принять 0,005 м;

DК – относительная погрешность градуировки резервуара, принять 0,5 %;

xP=Pi-Pi+1 – разность давлений продукта в начале и в конце товарной операции вычислять как xP=9(Нi–Hi+1) Па;

DxP – относительная погрешность измерения разности давлений xP, принять 0,25 %;

DSср – относительная погрешность измерения среднего значения площади сечения резервуара, из которой отпущен продукт, принять 0,35 %;

Vr – общий объем нефти, принять 1000 м3;

Vб – объем балласта, принять 10 м3;

ρв – плотность воды 1000 кг/м3;

ωмп – нормированная массовая доля механических примесей в нефти, принять 0,2 %;

Dρв – абсолютная погрешность измерения плотности воды, принять 1 кг/м3;

Djв - абсолютная погрешность измерения содержания воды, принять 0,05 % объемных;

Dωхс - абсолютная погрешность измерения концентрации хлористых солей, принять 0,015 кг/м3;

Dm - относительная погрешность измерения массы, принять 0,3 %.

Контрольные работы, выполненные не по своему варианту, к защите не допускаются.

 

Содержание основной части контрольной работы

Определить массу продукта динамическим и статическим методами. Определить массу нетто нефти. Рассчитать погрешность для каждого метода.

7.1Методы измерений, реализуемые в МВИ массы продукта

7.1.1 Для измерений массы продукта, транспортируемого или перекачиваемого по трубопроводам, применяют: - прямой метод динамических измерений;

- косвенный метод динамических измерений.

Для измерений массы продукта в мерах вместимости и мерах полной вместимости применяют:

- прямой метод статических измерений;

- косвенный метод статических измерений;

- косвенный метод, основанный на гидростатическом принципе.

7.1.2 При прямом методе динамических измерений массу продукта измеряют при помощи массомера и результат измерений массы получают непосредственно.

7.1.3 При косвенном методе динамических измерений массу продукта определяют по результатам следующих измерений в трубопроводе: а) плотности с помощью поточных преобразователей плотности (далее - преобразователь плотности), давления и температуры. При отключении рабочего и отсутствии резервного преобразователя плотности плотность продукта определяют при помощи ареометра в лаборатории по ГОСТ 3900, ГОСТ Р 51069 или лабораторного плотномера в объединенной пробе, составленной из точечных проб, отобранных по ГОСТ 2517. Коэффициенты объемного расширения и сжимаемости продукта определяют в соответствии с МИ 2632 [1] или принимают для нефти по МИ 2153 [2], для нефтепродуктов по МИ 2823 [3];

б) объема продукта с помощью преобразователей расхода, давления и температуры или счетчиков жидкости.

Результаты измерений плотности и объема продукта приводят к стандартным условиям или результат измерений плотности продукта приводят к условиям измерений его объема.

7.1.4 При прямом методе статических измерений массу продукта определяют по результатам взвешивания на железнодорожных и автомобильных весах по ГОСТ 29329 или ГОСТ 30414 железнодорожных и автомобильных цистерн с продуктом и без него.

7.1.5 При косвенном методе статических измерений массу продукта определяют по результатам измерений:

а) в мерах вместимости:

- уровня продукта - стационарным уровнемером или другими средствами измерений уровня жидкости;

- плотности продукта - переносным или стационарным средством измерений плотности или ареометром по ГОСТ 3900, ГОСТ Р 51069 или лабораторным плотномером в объединенной пробе, составленной из точечных проб, отобранных по ГОСТ 2517;

- температуры продукта - термометром в точечных пробах или с помощью переносного или стационарного преобразователя температуры;

- объема продукта - по градуировочной таблице меры вместимости с использованием результата измерений уровня продукта;

б) в мерах полной вместимости:

- плотности продукта - переносным средством измерений плотности или ареометром в лаборатории по ГОСТ 3900, ГОСТ Р 51069 или лабораторным плотномером в точечной пробе продукта, отобранной по ГОСТ 2517;

- температуры продукта - переносным преобразователем температуры или термометром в точечной пробе продукта, отобранной по ГОСТ 2517;

- объема продукта, принятого равным действительной вместимости меры, значение которой нанесено на маркировочную табличку и указано в свидетельстве о поверке по ГОСТ Р 8.569, с учетом изменения уровня продукта относительно указателя уровня. Результаты измерений плотности и объема продукта приводят к стандартным условиям по температуре 15 °С или 20 °С, или результат измерений плотности продукта приводят к условиям измерений его объема в мерах вместимости и мерах полной вместимости. Коэффициент объемного расширения продукта определяют в соответствии с МИ 2632 [1] или принимают для нефти по МИ 2153 [2] , для нефтепродуктов по МИ 2823 [3].

7.1.6 При косвенном методе, основанном на гидростатическом принципе, массу продукта в мерах вместимости определяют по результатам измерений:

- гидростатического давления столба продукта - стационарным измерителем гидростатического давления;

- уровня продукта - переносным или другим средством измерений уровня.

7.1.7 Массу нетто товарной нефти определяют как разность массы брутто товарной нефти и массы балласта. Массу балласта определяют как общую массу воды, солей и механических примесей в товарной нефти. Для этого определяют массовые доли воды, механических примесей и хлористых солей в товарной нефти и рассчитывают их массу.

 

Требования к МВИ массы продукта

Требования к условиям измерений

7.2.6.1 В документе на МВИ массы продукта должны быть приведены номинальные значения и (или) диапазоны значений, влияющих на погрешность величин, при этом должно быть установлено:

- число измерений (наблюдений) величин, проведенных в каждой точке измерений, например число измерений уровня продукта в мерах вместимости;

- время выдержки перед регистрацией показаний средств измерений: уровня и температуры продукта в мерах вместимости, если эти значения не указаны в НД на них, и др.

Библиографический список

1. МИ 2632-2001 Государственная система обеспечения единства измерений. Плотность нефти и нефтепродуктов и коэффициенты объемного расширения и сжимаемости. Методы и программа расчета. С.-Пб.:ВНИИМ, 2001.

2. МИ 2153-2004 Государственная система обеспечения единства измерений. Плотность нефти. Требования к методикам выполнения измерений ареометром при учетных операциях. С.-Пб.:ВНИИМ, 2004

3. МИ 2823-2003 Государственная система обеспечения единства измерений. Плотность нефтепродуктов при учетно-расчетных операциях. Методика выполнения измерений ареметром. Программа (таблицы) приведения плотности нефтепродуктов к заданной температуре: С-Пб.: ВНИИМ, 2003. 4

4 Р 50.1.039-2002 Разработка, обновление и отмена правил и рекомендаций по стандартизации, метрологии, сертификации, аккредитации и каталогизации. М.: ИПК Изд-во стандартов, 2002.

5. МИ 2525-99 Государственная система обеспечения единства измерений. Рекомендации по метрологии государственных научных метрологических центров Госстандарта России. Порядок разработки. М.: ВНИИМС, 1999.

6. МИ 2561-99 Государственная система обеспечения единства измерений. Порядок разработки перечней организаций, которым должны быть разосланы на отзыв проекты нормативных документов ГСП. М.: ВНИИМС, 1999.

7. МИ 2174-91 Государственная система обеспечения единства измерений. Аттестация алгоритмов и программ обработки данных при измерениях. Основные положения. Л.: ВНИИМ, 1991.

8. РМГ 43-2001 Государственная система обеспечения единства измерений. Применение "Руководства по выражению неопределенности измерений". М.: ИПК Изд-во стандартов, 2001.

9. МИ 1552-86 Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения прямые однократные. Оценивание погрешностей результатов измерений. Л.: ВНИИМ, 1991.

10. МИ 2083-90 Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения косвенные. Определение результатов измерений и оценивание их погрешностей. Л.: ВНИИМ, 1990.

11. МИ 1317-2004 Государственная система обеспечения единства измерений. Результаты и характеристики погрешности измерений. Формы представления. Способы использования при испытаниях образцов продукции и контроле их параметров. М.: ВНИИМС, 2004 (Измененная редакция, Изм.№ 1).

12. МИ 1967-89 Государственная система обеспечения единства измерений. Выбор методов и средств измерений при разработке методик выполнения измерений. Общие положения. М.: ВНИИМС, 1989.

13. ПР 50.2.009-94 Государственная система обеспечения единства измерений. Порядок проведения испытаний и утверждения типа средств измерений (с Изменением № 1). М.: ВНИИМС, 1994.

14. Правила сертификации электрооборудования для взрывоопасных сред.

Определение массы нефти и нефтепродуктов

 

 

Методические указания

 

для студентов, обучающихся по специальности «Эксплуатация и обслуживание объектов транспорта и хранения нефти, газа и продуктов переработки»

 

 

Хабаровск 2014

УДК (665.6+665.7):620.108 (075.8)

ББК Л 514-309.7 я 73

С 984

 

Рецензент: кандидат химических наук, доцент, декан факультета «Экология и химические технологии» ФГБОУ ВПО «КнАГТУ» В.В. Телеш;

 

 

Утверждено редакционно-издательским советом университета в качестве учебного пособия.

 

 

Сюй, А. В.

С 984 Определение массы нефти и нефтепродуктов: Методические указания / А. В. Сюй. – Хабаровск:

ДВГУПС, 2014.– … с.

ISBN ……….

 

В методических указаниях приведена краткая теория по определению массы товарной нефти и нефтепродуктов в сферах распространения государственного метрологического контроля и надзора, основанные на:

- прямых методах динамических и статических измерений; - косвенных методах динамических и статических измерений; - косвенном методе, основанном на гидростатическом принципе. Методические указания предназначены для студентов Естественнонаучного института, обучающихся по специальности «Эксплуатация и обслуживание объектов транспорта и хранения нефти, газа и продуктов переработки».

 

 

УДК (665.6+665.7):620.108 (075.8)

ББК Л 514-309.7 я 73

© А. В. Сюй, 2014

ISBN ……….. © Оформление. ДВГУПС

Общие положения методических указаний по выполнению контрольной работы

Цель контрольной работы – обучение студентов теоретическим и практическим навыкам определения массы нефти и нефтепродуктов.

Конечная цель выполнения контрольной работы – изучение теоретических основ и ознакомление с практическими результатами использования методов измерений массы нефти и нефтепродуктов.

Выполнение контрольной работы имеет следующие задачи:- изучение теоретического материала по методикам выполнения измерений (МВИ) массы товарной нефти и нефтепродуктов- ознакомление студентов с:

- прямыми методами динамических и статических измерений; - косвенными методами динамических и статических измерений; - косвенном методе, основанном на гидростатическом принципе. - овладение основами определения массы товарной нефти и нефтепродуктов

- умение пользоваться дополнительной литературы и справочниками- владение навыками математического аппарата и физическими моделями

cyberpedia.su

Руководящий документ ГОСТ 26976-86 - Нефть и нефтепродукты. Методы измерения массы (заменен)

Цена 5 кеп.

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ СОЮЗА ССР

НЕФТЬ И НЕФТЕПРОДУКТЫ

МЕТОДЫ ИЗМЕРЕНИЯ МАССЫ

ГОСТ 26976-86

Издание официальное

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР ПО СТАНДАРТАМ Москва

РАЗРАБОТАН Миннефтепромом СССР, Г оскомнефтепродук-том СССР и Минприбором СССР

ИСПОЛНИТЕЛИ

A.    С. Дпракин, А. Ш. Фатхутдинов, Ф. Ф. Хакимов, Л. И. Вдовиченко»

B.    С. Берсенев, В. А. Надеин, В. Г. Володин, Н. Н. Хазиев, Е. В. Золотов» А. Г. Иоффе, Б. К. Насокин, Б. М. Прохоров

ВНЕСЕН Министерством нефтяной промышленности СССР

Член Коллегии Ю. Н. Байдиков

УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Постановлением Государственного комитета СССР по стандартам от 26 августа 1986 г. № 2495

ГОСТ 26976-86 Стр. 9

средняя температура продукта в резервуаре ^.+1=32°С; температура окружающего воздуха —18°С.

2.4. По справочникам определяют:

коэффициент линейного расширения материала стенок резервуара

а=1210“61/°С;

коэффициент объемного расширения продукта

P-8-I<r*I/°C.

2.5.    По градуировочной таблице резервуара определяют: объем продукта в резервуаре перед отпуском К* = 10673,7 м3; объем продукта в резервуаре после отпуска 1Л+1= 1108,2 м3.

2.6.    Вычисляют температуру стенок резервуара: перед отпуском продукта

34—12

—--И°С'

после отпуска продукта

Ч+1~~'ж '1+Г    2

32—18

—7° С.

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

/я=10673,7-[1+2121СГ6(11—18)]-784 [1+81(Г*(22—34)]—1108.2Х X[l+2-12-10“5- (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

К    ±0,5

ДР=—р—. 100%=—— 100%=-0,066%:

Pmin    750

абсолютную погрешность измерения разности температур:

Д5,=± 1^А^+ДгпР=± V 12+1а =1|4°С.

2.9. При определении погрешности метода учитывают, что она достигает максимума при максимальном для данного резервуара значении Н *тах, указанном в паспорте на резервуар, а также при минимальной разности (Hi—mm и максимальном превышении температуры tv над температурой t р, которые должны указываться в МВИ.

2.9.1.    В рассматриваемом случае, например, используют резервуар с //|fnax=12 м и заданы (Hi—HiJri)mjn= 8 м следовательно 7/(i+i)max —4 м) и

(*pj—"ЛгР mln = (^p^j    min—    Ю°С.

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

^тах=1Ш2,1 м3, V(t+i) тах=3566,4 м3 и V={Vlmtx-Vll+U тах)=7545,7м».

УДК 665.6:531751:006.354    Группа    Б09

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ СОуЮЗА ССР

НЕФТЬ И НЕФТЕПРОДУКТЫ Методы измерения массы

Oil and petroleum products. Methods of mass measurement

ОКСТУ 0001

гост

26976-86

Взамен ГОСТ 8.370-80 и ГОСТ 8.378-80

Постановлением Государственного комитета СССР по стандартам от 26 августа 1986 г. № 2495 срок введения установлен

с 01.01.87

Несоблюдение стандарта преследуется по закону

Настоящий стандарт устанавливает методы измерения массы (далее — методы) нефти и жидких нефтепродуктов, а также битумов и пластических смазок (далее — продуктов).

Стандарт является основополагающим документом для разработки методик выполнения измерений.

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.

Издание официальное ★

Перепечатка воспрещена © Издательство стандартов, 1986

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:

ГОСТ 26976-86 Стр. 3

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 ГОСТ 8.404-81.

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 шэи 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;

Стр. 4 ГОСТ 26976-86

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

I. Модель объемно-массового динамического метода m=K-p(l+^)(l+78p),    (1)

где m — масса продукта, кг;

V—объем продукта, м3; р—плотность продукта, кг/м3;

(fp—tv) — разность температур продукта при измерении плотности (?р) и объема (tv), *С;

£ — коэффициент объемного расширения продукта, 1/°С;

^^(Р^—Рр)—разность давлений при измерении объема (Pv) и плотности (*Р ), МПа;

у— коэффициент сжимаемости от давления, 1/МПа.

1.1. Модель погрешности метода

ГОСТ 26976-86 Стр. 5

•10о|2+ДЛ12 .    (2)

где Ат — относительная погрешность измерения массы продукта, %;

AV—относительная погрешность измерения объема, %;

А©— относительная погрешность измерения плотности, %;

Дб« — абсолютная погрешность измерения разности температур б/, °С;

ДМ — относительная погрешность центрального блока обработки и индн* кации данных, %;

2. Модель объемн о-м ассового статического метода т=тг_ОТ/+1=КД 1+2 ab t(ст) Pi (1-hpB /f) -VJ+1 (1 +2<Л/(Ж) ст)Х

Д/п=±1,1

Д^2+Др2+ Р

Х'|+1 H+PW-    (3)

где Vi, Vi+i— объемы продукта, соответственно, в начале и конце товарной операции, определяемые по градуировочной таблице резервуара, м3;

Qil (М+1 — средние плотности продукта, соответственно, в начале и в конце товарной операции, кг/м3; а — коэффициент линейного расширения материала стенок резервуара, 1°С;

AtcT~(tv—tTV)—разность температур стенок резервуара при измерении объема (М и при градуировке <^гр), °С.

2.1. Модель погрешности метода

Am— ±1,1

А Н

100

mlri[ ( ДЯ

юа L 1яг+1

•100

2

+Д/С2+Др2+

( {m‘i    \

[-ТШГ-100)

•100

2'

+ДМ2

21

+

(4)

где Я—уровень продукта, в емкости, м;

АН — абсолютная погрешность измерения уровня наполнения продукта, м;

АК—относительная погрешность градуировки резервуара, %.

3. Модель гидростатического метода

Pi

m—l si g ~si+i g

(5) или m=--Sep» (6>

£

где Sf, Si+l — средние значения площади сечения резервуара, соответственна, в начале и в' конце товарной операции, м2, определяемые

как 5—■

Я

(V —объем продукта, м3, Я—уровень наполнения емкости, м];

SCn= ”—"    — среднее значение площади сечения части резервуара,    и»

1

Vi-VH,

которой отпущен продукт, м-

Стр. 6 ГОСТ 26976-86

g — ускорение свободного падения, м/с2;

/>,; Pi_i — давление продукта в начале и в конце товарной операции, Па;

IP-Pi-P i+i — разность давлений продукта в начале и в конце . товарной операции, Па.

3.1. Модель погрешности метода для формулы (5)

Дда=±1,1

~Р т*

t+y^l+l

A5?+1+APf+|

т2

+*М*9 (7)

для формулы (6)

Дт=±1,1 ]/"Д^РН-Л^р+Д/И2(

(8)

где AS,+] — относительные погрешности измерения сечения резервуара, соответственно, в начале и в конце товарной операции, %; АР{, ЛРг+1 — относительные погрешности измерения давлений, соответственно, в начале и в конце товарной операции, %;

А%Р — относительная погрешность измерения разности давлений

%;

ASср — относительная погрешность измерения среднего значения площади сечения резервуара, из которой отпущен продукт, %ь 4. Модели измерения массы нетто нефти При применении объемно-массового метода измерения массы:

mH=m-m6=Fp(l+fi8,)(l+T8p) (l-~—^)-К(1+р8,) (— Рв+®хс )• <9>

При применении гидростатического метода измерений массы:

mH=m—Мб=т

/

1

100

• Рв+^хс

р

('

«W \

2100 у

(Ю>

где Шц— масса нефти нетто, кг; те — масса балласта, кг; фв — объемная доля воды в нефти, %; qb — плотность воды, кг/м3;

Wx.с —концентрация хлористых солей, кг/м3;

wnп—нормированная массовая доля механических примесей в нефти,

4.1. Модели погрешности методов для формулы (9)

Am н'—*    1»1

г

+

для формулы (10)

ГОСТ 26976-86 Стр. 7

где Ара — абсолютная погрешность измерения плотности воды, кг/м3;

Д<Рв — абсолютная погрешность измерения содержания воды, % объемных;

Azwx.c —абсолютная погрешность измерения концентрации хлористых солей, кг/м3;

Пр имечание. Погрешности измерения параметров р, 8р, а, 5<ст, bw в моделях погрешностей методов не учитывают ввиду их малого влияния.

ПРИЛОЖЕНИЕ Э Справочное

ПРИМЕРЫ ВЫЧИСЛЕНИЙ МАССЫ ПРОДУКТА И ОЦЕНКИ ПОГРЕШНОСТЕЙ МЕТОДОВ

1. О б ъ е м н о-м ассовый 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) ДУ=±0,2%;

поточный плотномер с абсолютной погрешностью 6 Р =±1,3 кг/м3; термометры с абсолютной погрешностью Д*=±0,5°С;

манометры класса I с верхним пределом диапазона измерения Ртах— Ю МПа.

Обработка результатов измерений производится на ЭВМ с относительной погрешностью ДМ =±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 цри измерении объема /„ = 32°С; давление при измерении объема PV = 5A МПа; температуру продукта при измерении плотности /р =30°С; давление при измерении плотности Р р =5,5 МПа; плотность продукта о = 781 кг/м3.

Op. 8 ГОСТ 26*76—86

1.4.    По справочникам определяют:

коэффициент объемного расширения продукта 3=8-10“4 1/°С; коэффициент сжимаемости продукта от давления 1,2 • 10“31/МПа.

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

/п=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 по формуле

Др=—— 100%=-—-100%=0,17%,

Pmln    750

где Qmin — минимальное допускаемое в методике выполнения измерений (МВИ) значение плотности продукта; абсолютную погрешность измерения разности температур

Д&,= ± Y btl+M2==±V 0,54+0,52=±0,7°С.

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

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

Am=±l,l "j/0,22+0,174-8- Ю~4[т^^Т^гГ*0,12=±0, 33%.

2. О б ъ е м н о-м ассовый 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 Л/С ==±=0,1% при температуре /1р — 18°С;

уровнемер с абсолютной погрешностью Л// =±12 мм;

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

термометры с абсолютной погрешностью Д^=±1°С,

Обработка результатов измерений производится на ЭВМ с относительной погрешностью AM =*±0,1 % ■

2.2.    При измерениях перед отпуском продукта получены следующие результаты:

высота налива продукта Я< = 11,574 м;

плотность продукта из объединенной пробы в лабораторных условиях при температуре t Р — 22°С @i = 787 кг/м3;

средняя температура продукта в резервуаре tv% =34°С;

температура окружающего воздуха /г =—12°С.

2.3.    При измерениях после отпуска продукта получены следующие резуль

таты:

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

плотность продукта из объединенной пробы в лабораторных условиях при температуре tn — 22°С — Qi+\ — 781 кг/м3; рН-1

www.stroitelstvosovety.ru

Измерение - масса - нефть

Измерение - масса - нефть

Cтраница 1

Измерение массы нефти объемно-массовым статическим методом на магистральных нефтепроводах в настоящее время считается резервным. В то же время для магистральных нефтепродукто-проводов при измерении количества перекачиваемых нефтепродуктов этот метод до настоящего времени является основным. Реализация объемно-массового динамического метода проходит промышленную апробацию.  [1]

Измерение массы нефти объемно-массовым статическим методом на магистральных нефтепроводах в настоящее время считается резервным. В то же время для магистральных нефтепродук-топроводов при измерении количества перекачиваемых нефтепродуктов этот метод до настоящего времени является основным. Реализация объемно-массового динамического метода проходит промышленную апробацию.  [2]

Измерение массы нефти объемно-массовым статическим методом на магистральных нефтепроводах в настоящее время считается резервным.  [3]

Методы измерений массы нефти и нефтепродуктов при проведении учетно-расчетных операций подразделяют на прямые и косвенные.  [4]

Методы измерений массы нефти и нефтепродуктов ( далее продуктов) при проведении учетно-расчетных операций подразделяются на прямые и косвенные.  [5]

Методы измерений массы нефти и нефтепродуктов при проведении учетно-расчетных операций подразделяют на прямые и косвенные.  [6]

Методы измерения массы нефти и нефтепродуктов ( далее продуктов) при проведении учетно-расчетных операций подразделяют на прямые и косвенные.  [7]

Методы измерений массы нефти при проведении учетно-расчетных операций подразделяются на прямые и косвенные.  [8]

При измерении массы нефти прямым динамическим методом допускается не включать поточный плотномер в состав БИК, при этом следует предусмотреть место подключения преобразователя плотности для проведения поверки и контроля MX преобразователей массового расхода.  [9]

Пределы относительной погрешности методов измерения массы нефти и нефтепродуктов, в зависимости от объемов и видов продуктов, регламентированы ГОСТ 26976 и не должны превышать следующих величин.  [10]

Значение пределов допускаемой относительной погрешности измерений массы нефти обосновывают на стадии разработки ТЗ на проект УУСН и на проект МВИ массы нефти на основе технико-экономического анализа в зависимости от условий измерений, выбранного метода измерений, метрологических характеристик средств измерений УУСН.  [11]

Объемно-массовый динамический метод применяют при измерении массы нефти непосредственно на потоке в нефтепроводах. При этом объем нефти измеряют счетчиками или преобразователями расхода с интеграторами.  [12]

В подразделе Требования к метрологическим характеристикам указывают метод измерения массы нефти и пределы доверительной относительной погрешности измерений массы продукта в соответствии с НД.  [13]

Наиболее эффективными являются первый и второй способы. Для этого все систематические погрешности метода и средств измерений должны быть исследованы и исключены путем введения поправок, чтобы получить исправленные результаты измерений. Такие исследования проводят в процессах разработки, испытаний и частично - поверки средств измерений. Так, при измерении массы нефти и нефтепродуктов систематические погрешности исключаются в электронных преобразователях введением поправок, учитывающих влияние температуры, давления, вязкости и других факторов.  [14]

Наиболее эффективными являются первый и второй способы. Для этого все систематические погрешности метода и средств измерений должны быть исследованы и исключены путем введения поправок, чтобы получить исправленные результаты измерений. Такие исследования проводят в процессах разработки, испытаний и частично - поверки средств измерений. Так, при измерении массы нефти систематические погрешности исключаются в электронных преобразователях введением поправок, учитывающих влияние температуры, давления, вязкости и других факторов.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

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

Цена 5 кеп.

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ СОЮЗА ССР

НЕФТЬ И НЕФТЕПРОДУКТЫ

МЕТОДЫ ИЗМЕРЕНИЯ МАССЫ

ГОСТ 26976-86

Издание официальное

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР ПО СТАНДАРТАМ Москва

РАЗРАБОТАН Миннефтепромом СССР, Г оскомнефтепродук-том СССР и Минприбором СССР

ИСПОЛНИТЕЛИ

A.    С. Дпракин, А. Ш. Фатхутдинов, Ф. Ф. Хакимов, Л. И. Вдовиченко»

B.    С. Берсенев, В. А. Надеин, В. Г. Володин, Н. Н. Хазиев, Е. В. Золотов» А. Г. Иоффе, Б. К. Насокин, Б. М. Прохоров

ВНЕСЕН Министерством нефтяной промышленности СССР

Член Коллегии Ю. Н. Байдиков

УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Постановлением Государственного комитета СССР по стандартам от 26 августа 1986 г. № 2495

ГОСТ 26976-86 Стр. 9

средняя температура продукта в резервуаре ^.+1=32°С; температура окружающего воздуха —18°С.

2.4. По справочникам определяют:

коэффициент линейного расширения материала стенок резервуара

а=1210“61/°С;

коэффициент объемного расширения продукта

P-8-I<r*I/°C.

2.5.    По градуировочной таблице резервуара определяют: объем продукта в резервуаре перед отпуском К* = 10673,7 м3; объем продукта в резервуаре после отпуска 1Л+1= 1108,2 м3.

2.6.    Вычисляют температуру стенок резервуара: перед отпуском продукта

34—12

—--И°С'

после отпуска продукта

Ч+1~~'ж '1+Г    2

32—18

—7° С.

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

/я=10673,7-[1+2121СГ6(11—18)]-784 [1+81(Г*(22—34)]—1108.2Х X[l+2-12-10“5- (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

К    ±0,5

ДР=—р—. 100%=—— 100%=-0,066%:

Pmin    750

абсолютную погрешность измерения разности температур:

Д5,=± 1^А^+ДгпР=± V 12+1а =1|4°С.

2.9. При определении погрешности метода учитывают, что она достигает максимума при максимальном для данного резервуара значении Н *тах, указанном в паспорте на резервуар, а также при минимальной разности (Hi—mm и максимальном превышении температуры tv над температурой t р, которые должны указываться в МВИ.

2.9.1.    В рассматриваемом случае, например, используют резервуар с //|fnax=12 м и заданы (Hi—HiJri)mjn= 8 м следовательно 7/(i+i)max —4 м) и

(*pj—"ЛгР mln = (^p^j    min—    Ю°С.

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

^тах=1Ш2,1 м3, V(t+i) тах=3566,4 м3 и V={Vlmtx-Vll+U тах)=7545,7м».

УДК 665.6:531751:006.354    Группа    Б09

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ СОуЮЗА ССР

НЕФТЬ И НЕФТЕПРОДУКТЫ Методы измерения массы

Oil and petroleum products. Methods of mass measurement

ОКСТУ 0001

гост

26976-86

Взамен ГОСТ 8.370-80 и ГОСТ 8.378-80

Постановлением Государственного комитета СССР по стандартам от 26 августа 1986 г. № 2495 срок введения установлен

с 01.01.87

Несоблюдение стандарта преследуется по закону

Настоящий стандарт устанавливает методы измерения массы (далее — методы) нефти и жидких нефтепродуктов, а также битумов и пластических смазок (далее — продуктов).

Стандарт является основополагающим документом для разработки методик выполнения измерений.

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.

Издание официальное ★

Перепечатка воспрещена © Издательство стандартов, 1986

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:

ГОСТ 26976-86 Стр. 3

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 ГОСТ 8.404-81.

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 шэи 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;

Стр. 4 ГОСТ 26976-86

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

I. Модель объемно-массового динамического метода m=K-p(l+^)(l+78p),    (1)

где m — масса продукта, кг;

V—объем продукта, м3; р—плотность продукта, кг/м3;

(fp—tv) — разность температур продукта при измерении плотности (?р) и объема (tv), *С;

£ — коэффициент объемного расширения продукта, 1/°С;

^^(Р^—Рр)—разность давлений при измерении объема (Pv) и плотности (*Р ), МПа;

у— коэффициент сжимаемости от давления, 1/МПа.

1.1. Модель погрешности метода

ГОСТ 26976-86 Стр. 5

•10о|2+ДЛ12 .    (2)

где Ат — относительная погрешность измерения массы продукта, %;

AV—относительная погрешность измерения объема, %;

А©— относительная погрешность измерения плотности, %;

Дб« — абсолютная погрешность измерения разности температур б/, °С;

ДМ — относительная погрешность центрального блока обработки и индн* кации данных, %;

2. Модель объемн о-м ассового статического метода т=тг_ОТ/+1=КД 1+2 ab t(ст) Pi (1-hpB /f) -VJ+1 (1 +2<Л/(Ж) ст)Х

Д/п=±1,1

Д^2+Др2+ Р

Х'|+1 H+PW-    (3)

где Vi, Vi+i— объемы продукта, соответственно, в начале и конце товарной операции, определяемые по градуировочной таблице резервуара, м3;

Qil (М+1 — средние плотности продукта, соответственно, в начале и в конце товарной операции, кг/м3; а — коэффициент линейного расширения материала стенок резервуара, 1°С;

AtcT~(tv—tTV)—разность температур стенок резервуара при измерении объема (М и при градуировке <^гр), °С.

2.1. Модель погрешности метода

Am— ±1,1

А Н

100

mlri[ ( ДЯ

юа L 1яг+1

•100

2

+Д/С2+Др2+

( {m‘i    \

[-ТШГ-100)

•100

2'

+ДМ2

21

+

(4)

где Я—уровень продукта, в емкости, м;

АН — абсолютная погрешность измерения уровня наполнения продукта, м;

АК—относительная погрешность градуировки резервуара, %.

3. Модель гидростатического метода

Pi

m—l si g ~si+i g

(5) или m=--Sep» (6>

£

где Sf, Si+l — средние значения площади сечения резервуара, соответственна, в начале и в' конце товарной операции, м2, определяемые

как 5—■

Я

(V —объем продукта, м3, Я—уровень наполнения емкости, м];

SCn= ”—"    — среднее значение площади сечения части резервуара,    и»

1

Vi-VH,

которой отпущен продукт, м-

Стр. 6 ГОСТ 26976-86

g — ускорение свободного падения, м/с2;

/>,; Pi_i — давление продукта в начале и в конце товарной операции, Па;

IP-Pi-P i+i — разность давлений продукта в начале и в конце . товарной операции, Па.

3.1. Модель погрешности метода для формулы (5)

Дда=±1,1

~Р т*

t+y^l+l

A5?+1+APf+|

т2

+*М*9 (7)

для формулы (6)

Дт=±1,1 ]/"Д^РН-Л^р+Д/И2(

(8)

где AS,+] — относительные погрешности измерения сечения резервуара, соответственно, в начале и в конце товарной операции, %; АР{, ЛРг+1 — относительные погрешности измерения давлений, соответственно, в начале и в конце товарной операции, %;

А%Р — относительная погрешность измерения разности давлений

%;

ASср — относительная погрешность измерения среднего значения площади сечения резервуара, из которой отпущен продукт, %ь 4. Модели измерения массы нетто нефти При применении объемно-массового метода измерения массы:

mH=m-m6=Fp(l+fi8,)(l+T8p) (l-~—^)-К(1+р8,) (— Рв+®хс )• <9>

При применении гидростатического метода измерений массы:

mH=m—Мб=т

/

1

100

• Рв+^хс

р

('

«W \

2100 у

(Ю>

где Шц— масса нефти нетто, кг; те — масса балласта, кг; фв — объемная доля воды в нефти, %; qb — плотность воды, кг/м3;

Wx.с —концентрация хлористых солей, кг/м3;

wnп—нормированная массовая доля механических примесей в нефти,

4.1. Модели погрешности методов для формулы (9)

Am н'—*    1»1

г

+

для формулы (10)

ГОСТ 26976-86 Стр. 7

где Ара — абсолютная погрешность измерения плотности воды, кг/м3;

Д<Рв — абсолютная погрешность измерения содержания воды, % объемных;

Azwx.c —абсолютная погрешность измерения концентрации хлористых солей, кг/м3;

Пр имечание. Погрешности измерения параметров р, 8р, а, 5<ст, bw в моделях погрешностей методов не учитывают ввиду их малого влияния.

ПРИЛОЖЕНИЕ Э Справочное

ПРИМЕРЫ ВЫЧИСЛЕНИЙ МАССЫ ПРОДУКТА И ОЦЕНКИ ПОГРЕШНОСТЕЙ МЕТОДОВ

1. О б ъ е м н о-м ассовый 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) ДУ=±0,2%;

поточный плотномер с абсолютной погрешностью 6 Р =±1,3 кг/м3; термометры с абсолютной погрешностью Д*=±0,5°С;

манометры класса I с верхним пределом диапазона измерения Ртах— Ю МПа.

Обработка результатов измерений производится на ЭВМ с относительной погрешностью ДМ =±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 цри измерении объема /„ = 32°С; давление при измерении объема PV = 5A МПа; температуру продукта при измерении плотности /р =30°С; давление при измерении плотности Р р =5,5 МПа; плотность продукта о = 781 кг/м3.

Op. 8 ГОСТ 26*76—86

1.4.    По справочникам определяют:

коэффициент объемного расширения продукта 3=8-10“4 1/°С; коэффициент сжимаемости продукта от давления 1,2 • 10“31/МПа.

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

/п=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 по формуле

Др=—— 100%=-—-100%=0,17%,

Pmln    750

где Qmin — минимальное допускаемое в методике выполнения измерений (МВИ) значение плотности продукта; абсолютную погрешность измерения разности температур

Д&,= ± Y btl+M2==±V 0,54+0,52=±0,7°С.

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

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

Am=±l,l "j/0,22+0,174-8- Ю~4[т^^Т^гГ*0,12=±0, 33%.

2. О б ъ е м н о-м ассовый 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 Л/С ==±=0,1% при температуре /1р — 18°С;

уровнемер с абсолютной погрешностью Л// =±12 мм;

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

термометры с абсолютной погрешностью Д^=±1°С,

Обработка результатов измерений производится на ЭВМ с относительной погрешностью AM =*±0,1 % ■

2.2.    При измерениях перед отпуском продукта получены следующие результаты:

высота налива продукта Я< = 11,574 м;

плотность продукта из объединенной пробы в лабораторных условиях при температуре t Р — 22°С @i = 787 кг/м3;

средняя температура продукта в резервуаре tv% =34°С;

температура окружающего воздуха /г =—12°С.

2.3.    При измерениях после отпуска продукта получены следующие резуль

таты:

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

плотность продукта из объединенной пробы в лабораторных условиях при температуре tn — 22°С — Qi+\ — 781 кг/м3; рН-1

stroysvoimirukami.ru