ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ
СОЮЗА ССР
НЕФТЬ И НЕФТЕПРОДУКТЫ
МЕТОДЫ ИЗМЕРЕНИЯ МАССЫ
И
Цена 5 неп.
здание официальноеГОСУДАРСТВЕННЫЙ 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
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.
ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
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).
Продукты должны соответствовать требованиям действующей нормативно-технической документации.
Термины, используемые в настоящем стандарте, и пояснения к ним приведены в справочном приложении 1.
МЕТОДЫ ИЗМЕРЕНИЙ
При проведении учетно-расчетных операций применяют прямые и косвенные методы.
П
Издание официальное
★
Перепечатка воспрещена
© Издательство стандартов, 1986Косвенные методы подразделяют на объемно-массовый и гидростатический.
О б ъ е м н о-м ассовый метод
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.
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.
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.
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.
Гидростатический метод
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.
Гидростатическое давление столба продукта измеряют манометрическими приборами с учетом давления паров продукта.
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.
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.
ПОГРЕШНОСТИ МЕТОДОВ ИЗМЕРЕНИЯ
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
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, %;
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.
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, %.
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
;
g—ускорение 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.
Модель погрешности метода
для формулы (5)
g2m2, g2
m2
4-ДЛ42, (7)
д
(8>
ля формулы (6) Дт=±1,1где 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, %.
Модели измерения массы нетто нефти При применении объемно-массового метода измерения массы:
П
m„=m—m6=Vf (1-НМ (1+ї®р) 11
(10>
<Рв 100
2100 )’
где тв— масса нефти нетто, кг;
те — масса балласта, кг;
<рв — 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, %.
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
ВПо справочникам определяют:
коэффициент объемного расширения продукта (3=8-10-4 1/°С;
коэффициент сжимаемости продукта от давления у= 1,2 • 10~31/МПа.
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.
Для определения погрешности метода вычисляют:
•относительную погрешность измерения плотности по формуле
8р 1,3