ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ
СОЮЗА ССР

НЕФТЬ И НЕФТЕПРОДУКТЫ

МЕТОДЫ ИЗМЕРЕНИЯ МАССЫ

ГОСТ 26976-86

И

Цена 5 неп.

здание официальное



ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР ПО СТАНДАРТАМ

Москва

РАЗРАБОТАН Миннефтепромом СССР, Госкомнефтепродук- том СССР и Минприбором СССР

ИСПОЛНИТЕЛИ

А. С. Апракин, А. Ш. Фатхутдинов, Ф. Ф. Хакимов, Л. И. Вдовиченко, В. 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. № 2495Г

ГОСТ
26976-86

Взамен
ГОСТ 8.370—80 и
ГОСТ 8.378—80

ОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ СО-ЮЗА ССР

НЕФТЬ И НЕФТЕПРОДУКТЫ

Методы измерения массы

Oil and petroleum products. Methods of mass
measurement

ОКСТУ 0001

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

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

  1. МЕТОДЫ ИЗМЕРЕНИЙ

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

    2. П

      Издание официальное

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

Перепечатка воспрещена

  1. © Издательство стандартов, 1986Косвенные методы подразделяют на объемно-массовый и гидростатический.

    1. О б ъ е м н о-м ассовый метод

      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. 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.

      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.

  1. 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.

  1. Гидростатический метод

    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.

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

  2. 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.

  1. Математические модели прямых методов и их погреш­ностей приведены в ГОСТ 8.424—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.

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

  1. ПОГРЕШНОСТИ МЕТОДОВ ИЗМЕРЕНИЯ

    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 т=И-р(1-Ж)(1+7М- (>)

где m масса продукта, кг;

V— объем продукта, м3;

р—плотность продукта, кг/м3;

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

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

8р=(Рг)—Рр)—разность давлений при измерении объема (Р„) и плотности (Рр ), МПа;

у— коэффициент сжимаемости от давления, 1/МПа.



1.1. Модель погрешности метода

. / / Д5, 2 „

Д/п=±1,11/ ДУ2+Д₽2+Н-—^--100 +ДЛЇ2 , (2)

Г 1+р5/ )

где Дт — относительная погрешность измерения массы продукта, %;

ДУ—относительная погрешность измерения объема, %;

Д(3— относительная погрешность измерения плотности, %;

Дд( — абсолютная погрешность измерения разности температур бt, °С;

ДМ — относительная погрешность центрального блока обработки и инди- кации данных, %;

  1. Модель объемно-массового статического метода m=ml—ml+i=Vi{+2 aStz„) р/(l-J-p8 <z) — С1+2«»/(,+1) СТ)Х хщ. <'+%+„>• <3>

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

Q«; Qi+1 — средние плотности продукта, соответственно, в начале и в конце товарной операции, кг/м3;

а — коэффициент линейного расширения материала стенок резер­вуара, ГС;

= —/гр)—разность температур стенок резервуара при измерении

объема (/„) и при градуировке Ггр), °С.

  1. Модель погрешности метода


^[(^■у100) +^2+М+( іУр^"-100) ]+дм2 ■ (4)


где Н—уровень продукта, в емкости, м;

АН — абсолютная погрешность измерения уровня наполнения про­дукта, м;

ДЛ—относительная погрешность градуировки резервуара, %.

  1. Модель гидростатического метода

т=


Si


g i+lg )


(5)


5Р или т— ^ср, (6)



где Sr, $і+і — средние значения площади сечения резервуара, соответственно, в начале и в конце товарной операции, м2, определяемые

У

как 5=——— (У—объем продукта, м3, Н—уровень наполнения емкости, м);

Н

ДСр=——5 среднее значение площади сечения части резервуара, иа

которой отпущен продукт, м2

;



gускорение свободного падения, м/с2;

Рі Pi+I давление продукта в начале и в конце товарной операции, Па;

%Р=Рг—Pi+i разность давлений продукта в начале и в конце .товарной операции, Па.

  1. Модель погрешности метода

для формулы (5)


g2m2, g2


m2


4-ДЛ42, (7)



д

(8>

ля формулы (6) Дт=±1,1

где ASi, ASi+i — относительные погрешности измерения сечения резервуара, соответственно, в начале и в конце товарной операции, %;

ДР,, ДРі+i — относительные погрешности измерения давлений, соответ­ственно, в начале и в конце товарной операции, %;

Д£Р — относительная погрешность измерения разности давлений IP, %;

ASсп — относительная погрешность измерения среднего значения площади сечения резервуара, из которой отпущен продукт, %.

  1. Модели измерения массы нетто нефти При применении объемно-массового метода измерения массы:

П

m„=m—m6=Vf (1-НМ (1+ї®р) 11




ри применении гидростатического метода измерений массы:


(10>


<Рв 100

2100 )’


где тв масса нефти нетто, кг;

те — масса балласта, кг;

в — объемная доля воды в нефти, %;

QB — плотность воды, кг/м3;

ї-’гс —концентрация хлористых солей, кг/м3;

щмп —нормированная массовая доля механических примесей в нефти, %.

  1. Модели погрешности методов

для формулы (9)


(И>



для формулы (10)






где Aqb — абсолютная погрешность измерения плотности воды, кг/м123;

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

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

Примечание. Погрешности измерения параметров ₽, 7. 8р. «, 8<ст. 8Wmi>в моделях погрешностей методов не учитывают ввиду их малого влияния.

ПРИЛОЖЕНИЕ 3 Справочное

ПРИМЕРЫ ВЫЧИСЛЕНИЙ МАССЫ ПРОДУКТА И ОЦЕНКИ
ПОГРЕШНОСТЕЙ МЕТОДО

  1. ВПо справочникам определяют:

коэффициент объемного расширения продукта (3=8-10-4 1/°С;

коэффициент сжимаемости продукта от давления у= 1,2 • 10~31/МПа.

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

т= 687344-781 ■ [ 1+8 ■ 10“4 • (30—32) ] • [ 1 + 1,2 • 10-3(5,4—5,5) ]=

=535892444 кг=535,9 тыс. т.

  1. Для определения погрешности метода вычисляют:

•относительную погрешность измерения плотности по формуле

8р 1,3