Нефть и нефтепродукты, методы измерения массы. Определение массы нефтепродукта Гост нефть и нефтепродукты методы измерения массы

Общие положения.

Определение массы нефти, нефтепродуктов определяется в настоящее время несколькими ГОСТ:

ГОСТ 26976-86, Нефть и нефтепродукты. Методы измерения массы

ГОСТ Р8.595-2002, Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам измерений

ГОСТ 3900-85, Нефть и нефтепродукты. Методы измерения плотности

Согласно ГОСТ Р8.595-2002, ГОСТ 26976-86 для измерения массы продукта в трубопроводах, цистернах, резервуарах применяют:

Прямой метод динамических измерений;

Косвенный метод динамических измерений;

Прямой метод статических измерений;

Косвенный метод статических измерений;

Косвенный метод статических измерений, основанный на гидростатичес-ком давлении.

Первый способ – измерение массы на потоке с помощью массометров.

Второй способ – массу определяют на потоке по измерениям объёмного расхода и плотности при одинаковых условиях (температура, давление) по формуле 4.1:

m – масса продукта, кг/час;

ρ – плотность продукта, кг/м 3 ;

V – объём продукта, м 3 /час.

Разрешается плотность и объём приводить к стандартным условиям
(t = 15°C, Р изб = 0).

Третий способ – прямое взвешивание авто- и железнодорожных цистерн.

Четвертый способ – массу продукта определяют по результатам измерений: плотности, уровня продукта в емкости, температуры продукта, объёма продукта по градуировочной таблице.

Плотность и уровень замеряют при одинаковых давлении и температуре. разрешается перевод ρ и V к стандартным условиям и тогда

m = ρ ст.усл. V ст.усл.

Пятый способ – масса в ёмкостях определяется измерением гидростатического давления столба жидкости в ёмкости, что основано на следующих отношениях:

Р Т.С. – замеренное манометром давление, Па;

F- сила тяжести продукта над местом установки датчика давления или манометра, Н;

m – масса, кг;

S – площадь сечения резервуара в месте установки датчика, м 2 ;

g – 9,81 м/сек 2 .

Доверительные относительные погрешности измерений массы данными способами при доверительной вероятности 0,95 не должны превышать:

0,1 % - при прямом методе статических измерений;

0,4 % - при косвенном методе статических измерений и косвенном методе, основанном на гидростатическом принципе.

Согласно ГОСТ 26976-86 для прямого и для косвенного методов измерений при массе нетто нефти и нефтепродуктов от 100 т и выше погрешность не должна превышать ±0,5 % и ±0,8 % при измерении массы до 100 т.

Таким образом, более поздний ГОСТ Р8.595-2002 ужесточает требования к замеру массы, однако роль человеческого фактора при замере слишком велика, свойства нефтепродуктов дают определенные отклонения от теоретических зависимостей, поэтому разброс данных при определении массы превышает установленную ГОСТ Р8.595-2002 погрешность – 0,4 %.

В результате Госстандарт постановлением № 157ст от 09.03.2004 вводит изменения в ГОСТ Р8.595-2002 с 01.08.2004, которые изложены в следующей редакции:

0,4 % - при прямом методе измерений взвешиванием расцепленных цистерн;

0,5 % - то же для составов и нерасцепленных цистерн в движении;

0,5 % - при косвенном методе статических измерений и при использовании гидростатического принципа для массы от 100 т и выше;

0,65 % - то же для массы до 100 т;

0,25 % - при прямом и косвенном методах динамических измерений;

Оба эти ГОСТ утверждают методы оценки погрешности при измерении массы различными способами.

Нас будет интересовать измерение массы косвенным методом статических измерений, т.е. замер массы в резервуарах, так как несмотря на установку на многих предприятиях поточных приборов количественного учета, учет более чем на 90 % осуществляется по резервуарам и ёмкостям.

При приёмо-сдаточных операциях масса определяется как разность масс до и после учетной операции. Модель объёмно-массового статистического метода и модель погрешности метода для этого случая представлена ГОСТ 26976-86.

Согласно данного ГОСТ модель объёмно-массового (косвенный статический метод измерения) статического метода выражается уравнением 4.2:

m - масса, полученная в результате товарной операции, кг;

m i - масса, полученная до начала товарной операции, кг;

m i +1 - масса после товарной операции, кг;

V i , V i +1 - объёмы продукта в начале и конце товарной операции, соответственно, м 3 ;

ρ i , ρ i +1 - плотность продукта в резервуаре до и после товарной операции, соответственно, кг/м 3 ;

α - коэфф. линейного расширения материала стенок резервуара, гр -1 ;

β - коэфф. объёмного расширения продукта, гр -1 ;

δ t ст = (t v –t гр) – разность температур стенки при определении объёма в товарной операции и при градуировке резервуара, °С;

δ t ст = (t ρ –t v) – разность температур при измерении плотности и объёма, °С.

Модель погрешности метода выражается формулой 4.3:

, %, (4.3)

Δρ - относительная погрешность измерения плотности;

Н i , i +1 - уровень продукта в емкости до и после товарной операции, м;

ΔН - абсолютная погрешность измерения уровня, м;

ΔК - относительная погрешность калибровки резервуара;

ΔМ - относительная погрешность блока обработки информации, %;

Относительная погрешность измерения плотности:

,

Δρ ареометра – абсолютная погрешность ареометра, кг/м 3 ;

Δρ min – минимальная плотность продукта в товарной операции, кг/м 3 .

Абсолютная погрешность Δδ t измерения разности температур продукта при измерении плотности Δt ρ и объёма Δt v:

.

Следует заметить, что ГОСТ 26976-86 показывает для определения массы также модели объёмно-массового динамического метода и его погрешности, то же для гидростатического метода, для измерения массы нетто нефти.

ГОСТ Р8.595-2002 дополнительно позволяет определять массу в косвенных методах через плотность и объём, приведенные к стандартным условиям (15 °С, Р изб = 0). Поэтому данный ГОСТ утверждает несколько иные модели определения их погрешностей.

Например, для уравнения рассмотренного выше случая погрешность определяется по формуле 4.4:

A i +1 , B i +1 – то же с обозначениями (i+1);

ΔК i – относительная погрешность калибровки, %;

ΔН i – относительная погрешность измерения уровня, %;

К ф i – коэффициент, учитывающий геометрическую форму меры вместимости при взливе Н i ;

Δρ i – относительная погрешность измерения плотности, %;

ΔT ρ , ΔT V – отн. погрешность измерения температуры при замере ρ и V, %;

G i – коэффициент, определяемый по формуле

,

T Vi , T ρi – температуры продукта при замере объёма и плотности.

Если при оценке погрешности какого-либо метода определение массы по данным зависимостям получается погрешность менее, например, ± 0,5 % для объёмно-массового метода, то используемые приборы, калибровки резервуаров отвечают действующим на данный период времени требованиям точности измерений.

4.2 Объёмно-массовый статический метод

(косвенный метод статических измерений)

Использование объёмно-массового статического метода предполагает наличие градуировочных таблиц на резервуары, железнодорожные и автоцистерны, возможность определения уровня продукта в калиброванной емкости и его плотности при данной температуре.

Градуировочные таблицы, как было сказано ранее, выполняются специализированными метрологическими организациями и утверждаются руководителем территориального органа Госстандарта РФ. Вместимость цистерн определяется заводом-изготовителем и затем поверяется органами Госстандарта РФ не реже 1 раза в 2 года.

Уровень продукта в резервуарах замеряют либо стационарными уровнемерами, обеспечивающими вместе с другими используемыми измерительными приборами точность определения массы в соответствии с ГОСТ 26976-86 или ГОСТ Р8.595-2002, либо вручную измерительной рулеткой с лотом, которая должна соответствовать ГОСТ 7502-89. Рулетка с лотом – это стальная лента, на которую через 1 мм нанесены деления, к ленте крепится груз – массивный стальной цилиндр с делениями через 1 мм, который обеспечивает натяжение ленты и измерение малых уровней.

Уровень нефтепродукта в железнодорожных цистернах замеряют вручную метрштоком (ТУ 112-РСФСР-029-90). Метршток – стальная линейка с нанесенными через каждый мм делениями.

Объём продукта в автоцистернах определяется по указателю уровня налива, устанавливаемому в горловине котла цистерны. Указатель уровня соответствует её действительной вместимости. В настоящее время почти на всех предприятиях объём продукта, отпускаемого в автоцистерну, определяется по показаниям объёмных счетчиков, погрешность которых не должна превышать ± 0,25 %.

Измерение уровня рулеткой с лотом осуществляют в такой последовательности:

Проверяют базовую высоту (или иначе трафаретную высоту). Полученный результат сравнивают с известной величиной, нанесенной на резервуар. Если оба результата отличаются более чем на 0,1 % от Н баз, то необходимо выяснить причину и устранить её;

Опускают осторожно без искривлений измерительную ленту с грузом (лотом), не допуская никаких волн на поверхности жидкости, лента должна быть в натянутом состоянии. Таким же образом осуществляют подъём, чтобы избежать искажения линии смачивания;

Отсчет уровня производят по линии смачивания сразу после появления смоченной части ленты над замерным люком;

Измерение повторяют дважды, расхождение в показаниях не должно превышать 1 мм;

Измерение уровня метрштоком производят дважды с одной и с другой по диаметру стороны люка. Метршток не должен попадать в углубление на дне для нижних сливных устройств. Расхождение в замерах не должно превышать 1 мм;

При наличии подтоварной воды её уровень определяют с помощью тех же средств, но на лот прикрепляют ленту с нанесенной на неё водочувствительной пастой, которая под действием воды изменяет свой цвет. Высота ленты другого цвета и соответствует уровню подтоварной воды. То же справедливо и для замеров метрштоком. Для определения фактического объёма нефти или нефтепродукта необходимо из объёма, соответствующего общему уровню наполнения, вычесть объём, соответствующий уровню воды.

объемно - массовым статическим методом

в резервуарах, железнодорожных

и автомобильных цистернах

4.2.1. Определение вместимости и градуировка

резервуаров, железнодорожных и автомобильных цистерн

4.2.1.1. Определение вместимости и градуировку стальных вертикальных цилиндрических резервуаров проводят в соответствии с МИ 1823-87.

4.2.1.2. Определение вместимости и градуировку железобетонных цилиндрических резервуаров проводят по РД 50-156-79.

4.2.1.3. Определение вместимости и градуировку горизонтальных цилиндрических резервуаров объемом от 3 до 200 куб. м проводят по ГОСТ 8.346-79.

4.2.1.4. Железнодорожные и автомобильные цистерны, применяемые в качестве мер вместимости при учетно - расчетных операциях, должны быть отградуированы в соответствии с требованиями Инструкции 36-55.

4.2.1.5. Градуировочные таблицы пересматривают в установленные сроки в соответствии с действующими стандартами. После каждого ремонта, связанного с изменением вместимости, резервуар должен быть переградуирован, а после изменения оснащенности его внутренним оборудованием градуировочная таблица должна быть пересмотрена и утверждена в установленном порядке.

Ежегодно проводить коррекцию днищ резервуаров с составлением соответствующих актов по каждому резервуару.

4.2.1.6. Работы по градуировке резервуаров выполняют специализированные метрологические организации (группы) или лица, прошедшие обучение по выполнению измерений вместимости резервуаров в порядке, установленном Госстандартом РФ, получившие право на проведение указанных работ и зарегистрированные в установленном порядке.

Градуировочные таблицы на резервуары, предназначенные для оперативного контроля, утверждает руководитель (главный инженер) АО; на резервуары, предназначенные для учетно - расчетных операций, утверждает руководитель территориального органа Госстандарта РФ.

4.2.2. Определение уровня нефтепродуктов

и подтоварной воды в резервуарах

и транспортных средствах

4.2.2.1. Уровень нефтепродукта в резервуарах измеряют стационарными уровнемерами, обеспечивающими точность определения массы в соответствии с ГОСТ 26976-86, а также вручную измерительной рулеткой с грузом (лотом) по ГОСТ 7502-89. Уровень нефтепродукта в железнодорожных цистернах измеряют вручную метроштоком по ТУ 112-РСФСР-029-90.

4.2.2.2. Объем нефтепродуктов в автомобильных цистернах определяется по указателю уровня налива, установленному в горловине котла автоцистерны на уровне, соответствующем ее действительной вместимости, или по заданной дозе согласно показаниям объемного счетчика.

Действительную вместимость автомобильных цистерн по указателю уровня налива устанавливает завод - изготовитель. Вместимость автомобильных цистерн поверяется территориальными органами Госстандарта согласно ГОСТ 27352-87 и Инструкции 36-55. Периодичность поверки вместимости автомобильных цистерн - не реже 1 раза в 2 года.

При использовании для измерений объема (дозы) нефтепродукта объемного счетчика погрешность измерений не должна превышать +/- 0,5% в рабочих условиях.

4.2.2.3. Измерение уровня нефтепродукта рулеткой с грузом (лотом) осуществляют в следующей последовательности.

4.2.2.3.1. Проверяют базовую высоту (высотный трафарет) как расстояние по вертикали между днищем резервуара в точке касания лота рулетки и риской планки замерного люка. Полученный результат сравнивают с известной (паспортной) величиной базовой высоты, нанесенной на резервуаре.

Если базовая (паспортная) высота (НБ) отличается от полученного результата более чем на 0,1% НБ, необходимо выявить причину изменения базовой высоты и устранить ее.

4.2.2.3.2. Измерительную ленту рулетки с лотом следует опускать медленно до касания лотом днища, не допуская отклонения лота от вертикального положения и ударов о днище резервуара, не задевая за внутреннее оборудование и сохраняя спокойное состояние поверхности нефтепродукта, не допуская волн. Лента рулетки должна находиться все время в натянутом состоянии, а место касания лота на днище резервуара должно быть горизонтальным и жестким.

4.2.2.3.3. Поднимают ленту рулетки вверх строго вертикально, не допуская смещения в сторону, чтобы избежать искажения линии смачивания на измерительной ленте.

4.2.2.3.4. Отсчет по ленте рулетки производят до 1 мм сразу после появления смоченной части ленты рулетки над измерительным люком.

4.2.2.3.5. Ленту рулетки до и после измерений необходимо протереть мягкой тряпкой насухо.

4.2.2.4. Измерение уровня нефтепродукта в каждом резервуаре или железнодорожной цистерне производят дважды. Если результаты измерений отличаются на 1 мм, то в качестве результата измерения уровня принимается их среднее значение, если полученное расхождение измерений более 1 мм, то измерения повторяют еще дважды и берут среднее по трем наиболее близким измерениям.

4.2.2.5. Измерение уровня нефтепродукта метроштоком осуществляют аналогично требованиям п. п. 4.2.2.3 и 4.2.2.4.

4.2.2.6. Определение уровня подтоварной воды в резервуарах и транспортных емкостях.

Определение уровня подтоварной воды в резервуарах и транспортных емкостях производят при помощи водочувствительной ленты или пасты.

Для определения уровня подтоварной воды водочувствительную ленту в натянутом виде прикрепляют к поверхности лота или к нижнему концу метроштока с двух противоположных сторон.

Водочувствительную пасту наносят тонким слоем (0,2 - 0,3 мм) на поверхность лота или нижний конец метроштока полосками с двух противоположных сторон.

Рулетка с лотом или метрошток с водочувствительной пастой или с прикрепленной водочувствительной лентой при определении уровня подтоварной воды должны выдерживаться в резервуаре или емкости неподвижно в течение 2 - 3 минут, когда водочувствительный слой полностью растворится и грань между слоями воды и нефтепродукта будет резко выделена.

Определение уровня подтоварной воды в резервуарах и транспортных средствах следует производить согласно п.п. 4.2.2.4 и 4.2.2.5.

Измерение уровня подтоварной воды должно быть повторено, если на ленте или пасте уровень обозначается нечетко, косой линией или на неодинаковой высоте с обеих сторон, что указывает на наклонное положение лота при выполнении измерений.

Размытая грань является следствием отсутствия резкой границы раздела между водой и нефтепродуктом и свидетельствует о наличии водоэмульсионного слоя. В этом случае необходимо измерение повторить после отстоя и расслоения эмульсии.

Определив уровень подтоварной воды с помощью водочувствительной ленты или пасты, по градуировочной таблице резервуара или транспортной емкости находят объем подтоварной воды.

Для определения фактического объема нефтепродукта нужно из объема, отвечающего уровню наполнения емкости, вычесть объем подтоварной воды.

4.2.2.7. Уровни нефтепродукта в железнодорожных цистернах при отсутствии счетчиков или узлов учета измеряют метроштоком через горловину котла цистерны в 2-х противоположных точках горловины по оси цистерны, следя за тем, чтобы метрошток опускался вертикально на нижнюю образующую котла цистерны и не попадал в углубление для нижних сливных приборов.

Расхождения в измерениях не должны превышать 1 мм, в противном случае измерения необходимо повторить.

Если объем отпущенных нефтепродуктов определяют по коммерческим счетчикам, то их уровень в цистернах не измеряют.

При приеме нефтепродуктов из морских и речных танкеров и нефтеналивных барж требовать отделения подтоварной воды на судне.

Приложение № 4

к Правилам перевозок жидких грузов наливом в вагонах-цистернах
и вагонах бункерного типа для перевозки нефтебитума

Порядок определения массы нефти и нефтепродуктов в вагонах-цистернах расчетным способом

В настоящем приложении приведен порядок определения массы нефти и нефтепродуктов в вагонах-цистернах объемно-массовым статическим методом, включающий в себя отбор проб для определения температуры и плотности груза, выполнение замеров высоты налива и расчет массы груза в вагоне-цистерне.

1. Количество продукции при отгрузке и приемке определяется объемно-массовым статическим методом, то есть замером высоты налива нефтепродукта в цистерне метрштоком, определением объема по таблицам калибровки, замером плотности и последующим расчетом массы нефтепродукта.

Допускается производить определение массы груза в железнодорожной цистерне путем взвешивания на вагонных весах массы тары и массы брутто и последующим определением массы нетто.

2. Порядок отбора проб, определения среднеобъемной температуры и плотности нефтепродукта, залитого в железнодорожную цистерну.

2.1. Для определения среднеобъемной температуры и плотности груза пробы из вагонов-цистерн отбираются в соответствии с ГОСТ 2517 "Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб". Точечную пробу из вагона-цистерны отбирают переносным пробоотборником с уровня, расположенного на высоте 0,33 внутреннего диаметра цистерны, считая от нижней образующей котла. Схема производства отбора проб представлена на рис. 1. Уровни отбора точечных проб из вагонов-цистерн, находящихся в эксплуатационном парке сети, приведены в табл. 1.

Рис. 1 Схема отбора проб нефтепродуктов из железнодорожных цистерн

Таблица 1

Уровни отбора проб нефтепродуктов из железнодорожных цистерн (согласно ГОСТ 2517)

Государственная система обеспечения единства измерений МАССА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ Общие требования к методикам выполнения измерений Москва ИПК Издательство стандартов 2005 Предисловие Задачи, основные принципы и правила проведения работ по государственной стандартизации в Российской Федерации установлены ГОСТ Р 1.0-92 «Государственная система стандартизации Российской Федерации. Основные положения» и ГОСТ Р 1.2-92 «Государственная система стандартизации Российской Федерации. Порядок разработки государственных стандартов» Сведения о стандарте 1 РАЗРАБОТАН Федеральным государственным унитарным предприятием Всероссийским научно-исследовательским институтом расходометрии Государственным научным метрологическим центром (ФГУП ВНИИР-ГНМЦ) 2 ВНЕСЕН Управлением метрологии и госнадзора 3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 7 декабря 2004 г. № 99-ст 4 Настоящий стандарт разработан с учетом требований международных стандартов: ИСО 91-1-92, ИСО 91-2-91, ASTM D 1250-80, API 2540-80 5 ВЗАМЕН ГОСТ Р 8.595-2002 ГОСТ Р 8.595-2004 НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Государственная система обеспечения единства измерений МАССА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ Общие требования к методикам выполнения измерений State system for ensuring the uniformity of measurements. Mass of petroleum and petroleum products. General requirements for procedures of measurements Дата введения - 2005-11-01 1 Область применения Настоящий стандарт распространяется на методики выполнения измерений (далее - МВИ) массы товарной нефти и нефтепродуктов (далее - продукта) 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. Настоящий стандарт устанавливает основные требования к МВИ массы продукта, обусловленные особенностями измерений массы продукта. Настоящий стандарт обязателен для применения при разработке МВИ массы продукта, транспортируемого по трубопроводам, в мерах вместимости и мерах полной вместимости. Настоящий стандарт применяют совместно с ГОСТ Р 8.563 . 2 Нормативные ссылки 3 Определения В настоящем стандарте использованы следующие термины с соответствующими определениями: 3.1 методика выполнения измерений (МВИ) массы продукта : Совокупность операций и правил, выполнение которых обеспечивает получение результатов измерений массы продукта с установленной погрешностью (неопределенностью). 3.2 погрешность измерений массы продукта : Обобщенная погрешность всех результатов измерений массы продукта при точном выполнении всех требований МВИ. 3.3 мера вместимости : Средство измерений объема продукта, имеющее свидетельство о поверке и утвержденную градуировочную таблицу. 3.4 мера полной вместимости : Средство измерений объема продукта, имеющее свидетельство о поверке и оснащенное указателем уровня наполнения (автоцистерны, прицепы-цистерны, полуприцепы-цистерны). 3.5 прямой метод динамических измерений массы продукта : Метод, основанный на прямых измерениях массы продукта с применением массомеров в трубопроводах. 3.6 прямой метод статических измерений массы продукта : Метод, основанный на прямых измерениях массы продукта статическим взвешиванием или взвешиванием в железнодорожных или автомобильных цистернах и составах в процессе их движения на весах. 3.7 косвенный метод динамических измерений массы продукта : Метод, основанный на измерениях плотности и объема продукта в трубопроводах. 3.8 косвенный метод статических измерений массы продукта : Метод, основанный на измерениях плотности и объема продукта в мерах вместимости (мерах полной вместимости). 3.9 косвенный метод, основанный на гидростатическом принципе : Метод, основанный на измерениях гидростатического давления и уровня продукта в мерах вместимости. 3.10 учетная операция : Операция, проводимая поставщиком и потребителем или сдающей и принимающей сторонами, заключающаяся в определении массы продукта для последующих расчетов, при инвентаризации и арбитраже. 3.11 стандартные условия : Условия, соответствующие температуре продукта 15 °С или 20 °С и избыточному давлению, равному нулю. 3.12 товарная нефть (нефть) : Нефть, подготовленная к поставке потребителю в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51858 . 3.13 масса брутто товарной нефти : Масса товарной нефти, показатели качества которой соответствуют требованиям ГОСТ Р 51858 . 3.14 масса балласта : Общая масса воды, солей и механических примесей в товарной нефти. 3.15 масса нетто товарной нефти : Разность массы брутто товарной нефти и массы балласта. 4 Методы измерений, реализуемые в МВИ массы продукта 4.1 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. 4.2 При прямом методе динамических измерений массу продукта измеряют при помощи массомера и результат измерений массы получают непосредственно. 4.3 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 или принимают для нефти по МИ 2153 , для нефтепродуктов по МИ 2823 ; 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. 4.4 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. 4.5 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 или принимают для нефти по МИ 2153 , для нефтепродуктов по МИ 2823 . 4.6 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. 4.7 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. 5 Требования к МВИ массы продукта 5.1 Погрешности измерений массы продукта 5.1.1 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто товарной нефти и массы нефтепродукта не должны превышать: 0,40 % - при прямом методе статических измерений взвешиванием на весах расцепленных цистерн; 0,50 % - при прямом методе статических измерений взвешиванием на весах движущихся нерасцепленных цистерн и составов из них; 0,25 % - при прямом и косвенном методах динамических измерений; 0,50 % - при косвенном методе статических измерений и косвенном методе измерений, основанном на гидростатическом принципе, массы продукта от 120 т и более; 0,65 % - при косвенном методе статических измерений и косвенном методе измерений, основанном на гидростатическом принципе, массы продукта до 120 т. 5.1.2 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто товарной нефти не должны превышать: 0,50 % - при прямом методе статических измерений взвешиванием на весах расцепленных цистерн; 0,60 % - при прямом методе статических измерений взвешиванием на весах движущихся нерасцепленных цистерн и составов из них; 0,35 % - при прямом и косвенном методах динамических измерений; 0,60 % - при косвенном методе статических измерений и косвенном методе измерений, основанном на гидростатическом принципе, от 120 т и более; 0,75 % - при косвенном методе статических измерений и косвенном методе измерений, основанном на гидростатическом принципе, до 120 т. 5.2 Требования к документам на МВИ массы продукта 5.2.1 В зависимости от сложности и области применения МВИ массы продукта оформляют в виде: Раздела или части документа (стандарта, технических условий, конструкторского или технологического документа и т. п.). 5.2.2 Разработка, стандартизация и введение в действие документов на МВИ массы продукта - по ГОСТ Р 8.563 , ГОСТ Р 1.2 , ГОСТ Р 1.5 , ГОСТ Р 1.12 , Р 50.1.039 , МИ 2525 , МИ 2561 и настоящему стандарту. 5.2.3 МВИ массы продукта подлежат аттестации по ГОСТ Р 8.563 . 5.2.4 Документы на МВИ массы продукта подлежат метрологической экспертизе по ГОСТ Р 8.563 и ГОСТ Р 1.11 . 5.2.5 Документы на МВИ массы продукта, предназначенные для применения в сфере обороны и безопасности Российской Федерации, подлежат метрологической экспертизе в 32 Государственном научно-исследовательском и испытательном институте Минобороны России (далее - 32 ГНИИИ МО РФ). 5.2.6 Алгоритмы и программы обработки результатов измерений, предусмотренные в документе на МВИ массы продукта, должны пройти метрологическую аттестацию по МИ 2174 (в сфере обороны и безопасности Российской Федерации - в 32 ГНИИИ МО РФ). 5.3 Оценивание погрешности измерений массы продукта 5.3.1 Погрешность измерений массы оценивают следующими методами: а) оцениванием характеристик погрешности результата измерений массы продукта, принятым в российских НД в области обеспечения единства измерений; б) вычислением неопределенности измерений массы продукта по РМГ43 ; в) вычислением правильности и прецизионности по ГОСТ Р ИСО 5725-1 - ГОСТ Р ИСО 5725-6 для показателей качества продукта, используемых для расчета его массы. 5.3.2 Требования к оцениванию характеристик погрешности измерений массы продукта 5.3.2.1 Характеристики погрешности измерений массы продукта оценивают на основании анализа источников и составляющих погрешности измерений. 5.3.2.2 Для уменьшения систематической составляющей погрешности от влияния температуры, давления и других влияющих величин на результаты измерений вводят поправки. 5.3.2.3 Оценивание погрешности измерений массы продукта при прямых методах измерений величин проводят по ГОСТ 8.207 и МИ 1552 . 5.3.2.4 Оценивание погрешности измерений массы продукта при косвенном методе измерений проводят по МИ 2083 . 5.3.2.5 Формы представления и способы округления результатов измерений должны соответствовать МИ 1317 . 5.4 Средства измерений и вспомогательные устройства, выбираемые для МВИ массы продукта 5.4.1 Средства измерений и вспомогательные устройства (в том числе средства вычислительной техники) выбирают при проектировании измерительной системы массы продукта в зависимости от принятых методов измерений величин, по результатам измерений которых определяют массу продукта, и оптимальных затрат на измерения, включая затраты на метрологическое обслуживание средств измерений, при условии выполнения требований к МВИ, в том числе норм погрешности измерений массы брутто товарной нефти и массы нефтепродукта, указанным в , и массы нетто товарной нефти, указанным в . 5.4.2 Рациональные методы и средства измерений и вспомогательные устройства выбирают в соответствии с МИ 1967 . 5.4.3 В документе на МВИ приводят перечень средств измерений и вспомогательных устройств, их обозначения, типы, нормированные метрологические характеристики (класс точности, предел допускаемой погрешности, диапазон измерений и др.) и обозначение НД, регламентирующего технические требования и (или) метрологические и основные технические характеристики этих средств измерений и вспомогательных устройств, а также указывают возможность применения средств измерений и вспомогательных средств, не приведенных в перечне, но удовлетворяющих установленным в МВИ требованиям. 5.4.4 В МВИ массы продукта должны быть указаны средства измерений, типы которых утверждены по ПР 50.2.009 и внесены в Государственный реестр средств измерений. 5.5 Квалификация операторов и требования безопасности 5.5.1 К выполнению измерений и обработке их результатов допускают лиц, достигших 18 лет, имеющих квалификацию оператора не ниже 4-го разряда, прошедших курсы обучения, сдавших экзамен по технике безопасности и изучивших инструкции по эксплуатации применяемых средств измерений и вспомогательных устройств и документ на МВИ по . Лица, привлекаемые к выполнению измерений, должны: Пройти обучение и инструктаж по технике безопасности в соответствии с ГОСТ 12.0.004 ; Соблюдать правила техники безопасности и пожарной безопасности, установленные для объекта, на котором проводят измерения; Выполнять измерения в специальной одежде и обуви по ГОСТ 12.4.137, ГОСТ 27574, ГОСТ 27575; Периодически контролировать содержание вредных веществ в воздухе рабочей зоны, которое не должно превышать предельно допускаемых концентраций, установленных в ГОСТ 12.1.005 . 5.5.2 Средства измерений и вспомогательные устройства, применяемые при выполнении измерений, должны быть изготовлены во взрывозащищенном исполнении, соответствующем классу взрывоопасной зоны по ГОСТ Р 51330.0 , соответствовать требованиям ГОСТ Р 51330.9 и иметь свидетельство о взрывозащищенности и разрешение Госгортехнадзора России по Правилам . 5.6 Требования к условиям измерений 5.6.1 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. 5.7 Требования к обработке результатов измерений массы продукта 5.7.1 По МВИ, основанным на косвенном методе динамических измерений, измеряют плотность и объем продукта, и результаты этих измерений приводят к стандартным условиям или результаты измерений плотности продукта приводят к условиям измерений его объема. 5.7.1.1 Массу продукта , кг, при измерениях объема продукта, проводимых с помощью преобразователя расхода или счетчика жидкости, и его плотности, определяемой с помощью преобразователя плотности, и последующем приведении результатов измерений объема и плотности продукта к стандартным условиям вычисляют по формуле где - плотность и объем продукта, приведенные к стандартным условиям. Примечание - Обозначение «Д» соответствует термину «динамическое». Плотность продукта, приведенную к стандартным условиям при температуре 15 °С, , кг/м 3 , вычисляют по формуле: (2) где - плотность продукта, измеренная при температуре и давлении продукта в преобразователе плотности, кг/м 3 ; Поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры на объем продукта, определенный для температуры продукта в преобразователе плотности, вычисляемый по API 2540 ; Поправочный коэффициент, учитывающий влияние давления на объем продукта, определенный для давления продукта в преобразователе плотности, вычисляемый по API 2540 . Плотность продукта, приведенную к стандартным условиям при температуре 20 °С, , кг/м 3 , вычисляют по формуле где - коэффициент объемного расширения продукта, вычисляемый по МИ 2632 или по МИ 2823 для нефтепродуктов. Объем продукта, приведенный к температуре 15 °С, , м 3 , вычисляют по формуле (4) где - объем продукта, измеренный при температуре и давлении продукта в преобразователе расхода или счетчике жидкости, мл; Поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры на объем продукта, определенный для температуры продукта в преобразователе расхода или счетчике жидкости, вычисляемый по API 2540 ; Поправочный коэффициент, учитывающий влияние давления на объем продукта, определенный для давления в преобразователе расхода или счетчике жидкости, вычисляемый по API 2540 . Объем продукта , м 3 , приведенный к температуре 20 °С, вычисляют по формуле 5.7.1.2 Массу продукта , кг, при измерениях объема продукта, проводимых с помощью преобразователя расхода или счетчика жидкости, и его плотности, определяемой с помощью ареометра или лабораторного плотномера в лаборатории в объединенной пробе, и последующем приведении результатов измерений объема и плотности продукта к стандартным условиям вычисляют по формуле где - объем продукта, приведенный к стандартным условиям, м 3 ; Плотность продукта, приведенная к стандартной температуре, кг/м 3 . Значение , м 3 , определяют по формуле (4) или (5). где - плотность продукта, измеренная с помощью ареометра в лабораторных условиях (температура Т r и избыточное давление, равное нулю), с учетом систематической погрешности метода по МИ 2153 или с помощью лабораторного плотномера, кг/м 3 ; Поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры на объем продукта, вычисляемый по API 2540 ; К где - коэффициент объемного расширения продукта, вычисляемый по МИ 2632 . Допускается плотность продукта, измеренную ареометром, приводить к плотности при стандартной температуре 15 °С или 20 °С по таблицам ASTM D 1250 , ИСО 91-1 , ИСО 91-2 или МИ 2153 для нефти и по МИ 2842 , МИ 2823 для нефтепродуктов. 5.7.1.3 Массу продукта , кг, при измерениях объема продукта, проводимых с помощью преобразователя расхода или счетчика жидкости, и его плотности, определяемой с помощью поточного преобразователя плотности, и последующем приведении результатов измерений плотности продукта к условиям измерений его объема допускается вычислять по формуле где - объем продукта, измеренный при температуре и давлении продукта в преобразователе расхода или счетчике жидкости, м 3 ; Плотность продукта, измеренная при температуре и давлении продукта в преобразователе плотности, кг/м 3 ; b Температура продукта в преобразователе плотности, °С; Температура продукта в преобразователе расхода или счетчике жидкости, °С; g - коэффициент сжимаемости продукта, значения которого определяют МИ 2632 или по МИ 2153 для нефти и по МИ 2823 для нефтепродуктов; Избыточное давление продукта в преобразователе плотности, МПа; Избыточное давление продукта в преобразователе расхода или счетчике жидкости, МПа. 5.7.1.4 Массу продукта , кг, при измерениях объема продукта, проводимых с помощью преобразователя расхода или счетчика жидкости, и плотности, определяемой с помощью ареометра по ГОСТ 3900 , ГОСТ Р 51069 в объединенной пробе или с помощью лабораторного плотномера, и последующем приведении результатов измерений плотности продукта к условиям измерений его объема допускается вычислять по формуле: b - коэффициент объемного расширения продукта, значения которого определяют по МИ 2632 или по МИ 2153 для нефти и по МИ 2823 для нефтепродуктов; g - коэффициент сжимаемости продукта, значения которого определяю МИ 2632 или по 2153 для нефти и по МИ 2823 для нефтепродуктов; Р V - избыточное давление продукта при измерениях его объема, МПа; К - поправочный коэффициент на температурное расширение стекла для ареометров, вычисляемый по МИ 2153 . В случае измерений плотности с помощью лабораторного плотномера его принимают равным единице. 5.7.1.5 Формулы (9), (10) применяют при разности температур при измерениях плотности и объема продукта не более 15 °С. При разности температур при измерениях плотности и объема продукта более 15 °С вычисления проводят по . 5.7.2 По МВИ, основанным на косвенном методе статических измерений, измеряют объем и плотность продукта в мерах вместимости или мерах полной вместимости и результаты этих измерений приводят к стандартным условиям или результаты измерений плотности продукта приводят к условиям измерений его объема. 5.7.2.1 Массу продукта , кг, при измерениях объема продукта в мерах вместимости и мерах полной вместимости и плотности продукта с помощью преобразователя плотности или в лаборатории в объединенной или точечной пробе и последующем приведении результатов измерений объема и плотности продукта к стандартному условию по температуре вычисляют по формуле: (11) где - плотность и объем продукта, приведенные к стандартному условию по температуре. Примечание - Обозначение «с» соответствует термину «статическое». Плотность продукта, приведенную к температуре 15 °С, , кг/м 3 , вычисляют по формуле где - плотность продукта, измеренная с помощью ареометра в лаборатории или с помощью преобразователя плотности, кг/м 3 ; Поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры на объем продукта, определенный для температуры продукта в лаборатории или в преобразователе плотности, вычисляемый по API 2540 ; К - поправочный коэффициент на температурное расширение стекла для ареометров, вычисляемый по МИ 2153 . В случае измерений плотности с помощью преобразователя плотности его принимают равным единице. Плотность продукта, приведенную к температуре 20 °С, , кг/м 3 , вычисляют по формуле Объем продукта, приведенный к температуре 15 °С, , м 3 , вычисляют по формуле: (14) где - объем продукта в мере вместимости на измеряемом уровне Н , определяемый по градуировочной таблице меры вместимости, составленной при температуре 20 °С по ГОСТ 8.346 , ГОСТ 8.570 , МИ 2543 , МИ 1124 , РД 50-156 , МИ 2579 , МИ 1001 , или в мере полной вместимости на уровне продукта, соответствующем указателю уровня в соответствии с ГОСТ Р 8.569 с учетом изменения уровня продукта относительно указателя уровня, м 3 . Данные градуировочных таблиц соответствуют температуре стенки мер вместимости, равной 20 °С; a СТ - температурный коэффициент линейного расширения материала стенки меры вместимости, значение которого принимают равным 12,5× 10 -6 1/°С для стали и 10× 10 -6 1/°С для бетона; a S - температурный коэффициент линейного расширения материала средства измерений уровня продукта (например измерительной рулетки с грузом, метроштока, уровнемера поплавкового типа и др.). Его значения принимают равными: для нержавеющей стали - 12,5× 10 -6 1/°С; для алюминия - 23× 10 -6 1/°С. В случае необходимости при использовании уровнемеров других типов вводят температурные поправки к измеренному уровню продукта, при этом значение коэффициента a S принимают равным нулю; T СТ - температура стенки меры вместимости, принимаемая равной температуре продукта в мере вместимости , °С; Поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры на объем продукта, определенный для температуры продукта в мере вместимости или в мере полной вместимости, вычисляемый по API 2540 . Объем продукта, приведенный к температуре 20 °С, , м 3 , вычисляют по формуле: (15) 5.7.2.2 Плотность продукта при проведении учетных операций может быть приведена к плотности при стандартной температуре 15 °С или 20 °С по ASTM 1250 , ИСО 91-1 , ИСО 91-2 или МИ 2153 для нефти и по МИ 2842 или МИ 2823 нефтепродуктов. 5.7.2.3 При проведении учетных операций плотность нефти при стандартной температуре 20 °С допускается приводить к плотности нефти при стандартной температуре 15 °С и наоборот по ГОСТ Р 8.599. 5.7.2.4 Массу продукта , кг, при приведении плотности продукта, измеренной в лаборатории, к условиям измерений объема продукта в мере вместимости или мере полной вместимости допускается вычислять по формуле: (16) где - плотность продукта, измеренная в лаборатории при температуре , кг/м 3 ; b - коэффициент объемного расширения продукта, значения которого определяют МИ 2632 или для нефти - по МИ 2153 , нефтепродуктов - МИ 2823 . 5.7.2.5 Формула (16) может быть применена при разности температур и T СТ не более 15 °С. 5.7.3 По МВИ, основанным на косвенном методе с применением гидростатического принципа, массу продукта , кг, при измерениях гидростатического давления столба продукта в мерах вместимости вычисляют по формуле (17) где Р - гидростатическое давление столба продукта, Па; S cp - средняя площадь поперечного сечения наполненной части меры вместимости, м 2 ; g - ускорение силы тяжести, м/с 2 . 5.7.3.1 Среднюю площадь S cp , м 2 , вычисляют по формуле: (18) где V 20 - объем продукта в мере вместимости на измеряемом уровне Н , определяемый по градуировочной таблице меры вместимости, м 3 ; a СТ - температурный коэффициент линейного расширения стенки меры вместимости, значение которого принимают равным 12,5× 10 -6 1/°С; Т СТ - температура стенки меры вместимости, принимаемая равной температуре продукта в мере вместимости, °С. 5.7.4 Массу продукта т 0 , кг, принятого в меру вместимости или отпущенного из нее, определяют как абсолютное значение разности масс продукта по формуле: т 0 = ½ т i - т i +1 ½ (19) где т i , т i +1 - массы продукта, вычисленные по формуле () или () в начале и конце операции соответственно. 5.7.5 Массу нетто товарной нефти т н , кг, вычисляют по формуле т н = т – т б . (20) где т - масса брутто товарной нефти, измеренная одним из методов по разделу , кг; т б - масса балласта, кг, вычисляемая по формуле (21) где - массовая доля воды в товарной нефти, %; Массовая доля хлористых солей в товарной нефти, %; Массовая доля механических примесей в товарной нефти, %. 5.7.5.1 Массовую долю воды в товарной нефти определяют по ГОСТ 2477 . Массовую долю воды в товарной нефти допускается измерять с помощью поточного влагомера. 5.7.5.2 Массовую долю хлористых солей в товарной нефти определяют по ГОСТ 21534 . Массовую долю хлористых солей в товарной нефти допускается измерять с помощью поточного солемера. 5.7.5.3 Массовую долю механических примесей в товарной нефти определяют по ГОСТ 6370 . Массовую долю механических примесей в товарной нефти допускается измерять с помощью поточного анализатора. 5.8 Форма представления результатов оценивания погрешности измерений массы продукта 5.8.1 При прямом методе динамических измерений погрешностью следует считать погрешность измерений массы продукта с помощью массомера. 5.8.2 При прямом методе статических измерений погрешностью следует считать погрешность измерений массы продукта с помощью весов. Оценивание погрешности измерений массы продукта с применением весов проводят по МИ 1953 . 5.8.3 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы продукта при косвенном методе динамических измерений d m Д , %, вычисляют по формуле (22) где d V - относительная погрешность измерений объема продукта, %. За воспринимают относительную погрешность средства измерений объема продукта, если сумма остальных составляющих погрешности измерений объема продукта является несущественной в соответствии с ГОСТ 8.009 ; d r D Т r , D Т V - абсолютные погрешности измерений температуры продукта при измерениях его плотности и объема соответственно, °С; b - коэффициент объемного расширения продукта, 1/°С (приложение ); d N - предел допускаемой относительной погрешности устройства обработки информации или измерительно-вычислительного комплекса (из сертификата об утверждении типа или свидетельства о поверке), %; G - коэффициент, вычисляемый по формуле: (23) где Т V , Т r - температуры продукта при измерениях его объема и плотности, °С. 5.8.4 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы продукта при косвенном методе динамических измерений и последующем приведении плотности продукта к условиям измерений его объема по или , %, вычисляют по формуле: (24) где d V П - относительная погрешность измерений объема продукта, %; d r П - относительная погрешность измерений плотности продукта, %; d T V r - составляющая относительной погрешности измерений массы продукта за счет абсолютных погрешностей измерений температур , , %, вычисляемая по формуле: (25) где D Т r , D Т V - абсолютные погрешности измерений температур , °С. 5.8.5 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы продукта при косвенном методе статических измерений , %, вычисляют по формулам:V 20 - объем продукта, приходящийся на 1 мм высоты наполнения меры вместимости на измеряемом уровне наполнения, м 3 /мм; V 20 - объем продукта в мере вместимости на измеряемом уровне наполнения. Значения D V 20 , V 20 определяют по градуировочной таблице меры вместимости при измеряемом уровне наполнения. Значение К ф для вертикальных цилиндрических резервуаров, танков наливных судов прямоугольной и цилиндрической форм принимают равным единице. 5.8.6 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы продукта при косвенном методе, основанном на гидростатическом принципе, , %, вычисляют по формуле: (29) где d P , d K i +1 - относительные погрешности составления градуировочной таблицы при измеряемых уровнях наполнения меры вместимости Н i , Н i +1 соответственно, %; K ф i , K ф i +1 - коэффициенты, учитывающие геометрическую форму меры вместимости при измеряемых уровнях наполнения меры вместимости Н i , Н i +1 соответственно; D Т r , D Т V - абсолютные погрешности измерений температур продукта Т r , Т V соответственно, °С; б) для косвенного метода, основанного на гидростатическом принципе (31) где 31), не должны превышать значений, установленных в . 5.8.10 Пределы относительной погрешности измерений массы нетто товарной нефти вычисляют по формуле: (32) где D W М.В - абсолютная погрешность измерений массовой доли воды в товарной нефти, %; D W М.П - абсолютная погрешность измерений массовой доли механических примесей в товарной нефти, %; D W М.С - абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей в товарной нефти, %. Значение d т * при применении косвенных методов измерений массы продукта вычисляют по формуле: где d т - предел допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти или массы нефтепродукта косвенными методами, %. При применении прямых методов измерений массы продукта значение d т * принимают равным относительной погрешности измерений массы продукта с помощью массомера или весов. Абсолютные погрешности измерений массовых долей воды, механических примесей и хлористых солей в товарной нефти определяют по результатам оценки промежуточных показателей прецизионности и правильности стандартных методов измерений в каждой лаборатории, проводящей анализы при учетных операциях, в соответствии с ГОСТ Р ИСО 5725-1 - ГОСТ Р ИСО 5725-6 .
690,0-699,9	0,00130	850,0-859,9	0,00081
700,0-709,9	0,00126	860,0-869,9	0,00079
710,0-719,9	0,00123	870,0-879,9	0,00076
720,0-729,9	0,00119	880,0-889,9	0,00074
730,0-739,9	0,00116	890,0-899,9	0,00072
740,0-749,9	0,00113	900,0-909,9	0,00070
750,0-759,9	0,00109	910,0-919,9	0,00067
760,0-769,9	0,00106	920,0-929,9	0,00065
770,0-779,9	0,00103	930,0-939,9	0,00063
780,0-789,9	0,00100	940,0-949,9	0,00061
790,0-799,9	0,00097	950,0-959,9	0,00059
800,0-809,9	0,00094	960,0-969,9	0,00057
810,0-819,9	0,00092	970,0-979,9	0,00055
820,0-829,9	0,00089 ). МИ 2525-99 Государственная система обеспечения единства измерений. Рекомендации по метрологии государственных научных метрологических центров Госстандарта России. Порядок разработки. М.: ВНИИМС, 1999 МИ 2561-99 Государственная система обеспечения единства измерений. Порядок разработки перечней организаций, которым должны быть разосланы на отзыв проекты нормативных документов ГСИ. М.: ВНИИМС, 1999 МИ 2174-91 Государственная система обеспечения единства измерений. Аттестация алгоритмов и программ обработки данных при измерениях. Основные положения. П.: ВНИИМ, 1991 РМГ 43-2001 Государственная система обеспечения единства измерений. Применение «Руководства по выражению неопределенности измерений». М.: ИПК Изд-во стандартов, 2001 МИ 1552-86 Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения прямые однократные. Оценивание погрешностей результатов измерений. П.: ВНИИМ, 1991 МИ 2083-90 Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения косвенные. Определение результатов измерений и оценивание их погрешностей. П.: ВНИИМ, 1990 Ключевые слова : масса, масса брутто товарной нефти, масса балласта, масса нетто товарной нефти, продукт, методика выполнения измерений, объем, вместимость, резервуар, цистерна, уровнемер, счетчик, погрешность, уровень, градуировка, поверка, температура, плотность, давление, сжимаемость

Тип калибровки цистерн	14	15	16	17	18	24	25	25a	31	53, 53a	61	62*	62	63	66	67	69	70	71	72
	209	209	210	210	208	210	218,5	220,5	218,5	218,5	217,5	212,5*	217,5	243	217,5	218,5	232,5	232,5	225,5	231

Тип калибровки цистерн	79	80	81	82	83	85	86	87	88	89	90	91	92	93	94	95	96	99	100	101
Уровни отбора проб, считая от верхней грани горловины люка-лаза (колпака), см	205	210	204	215	212	204	204	204	204	207	217,5	206	217,5	217,5	204	204	204	204	208	217,5

Примечание: * - Для цистерн, имеющих высоту колпака 85 мм.

2.2. Переносные пробоотборники (рис. 2) для отбора проб нефтепродуктов должны иметь крышки или пробки, обеспечивающие их герметичность, и легко открываться на заданном уровне. Масса переносного пробоотборника должна быть достаточной, чтобы обеспечить его погружение в нефтепродукт

2.3. Перед каждым отбором проб необходимо осматривать пробоотборник для выявления возможных дефектов корпуса, пробок, крышек, прокладок, нарушающих герметичность пробоотборника, а также наличия посторонних жидкостей и предметов. Во избежание загрязнения переносные пробоотборники переносятся в чехлах, футлярах или другой упаковке.

Рис. 2 Переносной пробоотборник

2.4. Закрытый пробоотборник опускают до заданного уровня согласно табл. 1 так, чтобы отверстие, через которое происходит его заполнение, находилось на уровне, обозначенном на рис. 1. При измерении температуры и плотности нефтепродукта пробоотборник выдерживают на заданном уровне до начала его заполнения не менее 5 мин, открывают крышку или пробку, заполняют пробоотборник и поднимают его.

2.5. Бутылку с отобранной пробой легкоиспаряющегося нефтепродукта вынимают из каркаса, герметично закрывают, а для отбора следующей пробы вставляют сухую чистую бутылку.

2.6. Точечные пробы из нескольких цистерн с нефтепродуктами одной марки отбирают из каждой четвертой цистерны, но не менее чем из двух цистерн. При сливе нефтепродуктов разных марок или нефтепродуктов одной марки, но имеющих разные качественные паспорта (сертификаты) грузоотправителя, пробы отбирают и анализируют отдельно. Точечные пробы нефтепродуктов, предназначенных для поставки на экспорт, для длительного хранения, отбирают из каждой цистерны.

2.7. При выполнении работ по отбору проб следует соблюдать правила техники безопасности и пожарной безопасности при обращении с нефтепродуктами.

Переносные пробоотборники должны быть изготовлены из материала, не образующего искр при ударе (алюминия, бронзы, латуни и др.). В целях предотвращения вдыхания вредных паров нефтепродуктов при отборе проб необходимо стоять спиной к ветру. Отбор проб нефтепродуктов следует производить при наличии не менее чем двух человек.

На эстакадах налива и слива должны быть установлены светильники, изготовленные во взрывозащищенном исполнении. Отбор проб следует производить в специальной одежде и обуви, изготовленных из материалов, не накапливающих статическое электричество.

Для крепления пробоотборника должны использоваться гибкие, не дающие искр, металлические тросики, а также шнуры (веревки) из неэлектропроводных материалов, на поверхности которых должен быть закреплен многожильный, не дающий искр, неизолированный металлический проводник, соединенный с пробоотборником. Перед отбором проб тросик или проводник должны заземляться.

2.8. Пробу нефтепродукта из железнодорожной цистерны допускается отбирать через 10 мин после окончания ее налива. Запрещается отбирать пробы нефтепродуктов во время грозы.

2.9. Для определения массы груза объемно-массовым статическим методом необходимо иметь значения плотности жидкости в цистерне при температуре налива. Плотностью жидкости является ее масса в единице объема. В соответствии с международной системой единиц СИ в качестве единицы измерения плотности применяют килограмм на кубический метр (кг/м 3). Для практических целей допускается измерять плотность в граммах на кубический сантиметр (г/см 3). Плотность наливных грузов определяют в соответствии с ГОСТ 3900 "Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности" с помощью ареометров (рис. 3) или других специальных измерительных приборов.

Рис. 3 Ареометр

Ареометр представляет собой запаянную с обеих сторон трубку 1, уширенную книзу. В узкой верхней части ареометра помещена шкала 2, каждое деление которой соответствует 0,0005 г/см 3 . В уширенной части прибора может быть помещен термометр со шкалой 3. Ареометр для нефти изготавливают по ГОСТ 18481.

Нефтепродукт, предназначенный для определения плотности, наливается в устойчивый стеклянный цилиндр (по ГОСТ 18481), высота которого должна быть больше длины ареометра. Чистый и сухой ареометр осторожно погружают в испытуемую жидкость плавно и строго вертикально, поддерживая его за верхний конец, не допуская смачивания части трубки, расположенной выше уровня жидкости. Необходимо следить за тем, чтобы ареометр не касался стенок и дна цилиндра.

После прекращения вертикальных колебаний ареометра производится отсчет по верхнему краю 2 мениска нефтепродукта, то есть по границе смачиваемости трубки 1 ареометра (рис. 4).

Показание ареометра отсчитывается с точностью до 0,0005 г/см 3 , при этом глаз наблюдателя должен находиться на уровне мениска жидкости.

Одновременно с замером плотности определяют температуру нефтепродукта по термометру ареометра или отдельному термометру (по ГОСТ 400).

Температуру продукта измеряют во всех случаях непосредственно у цистерны сразу же после извлечения пробоотборника из цистерны. Необходимо следить за тем, чтобы термометр не касался стенок и дна цилиндра. Определение плотности нефтепродукта непосредственно на месте отбора проб допускается только при соблюдении следующих условий:

• имеется ровная устойчивая горизонтальная площадка, не подверженная сотрясениям и удобная для производства измерений;
• измерительные приборы полностью защищены от воздействия ветра и атмосферных осадков.

При несоблюдении указанных условий плотность отобранной пробы нефтепродукта определяется в закрытом помещении с обязательным последующим приведением полученного значения плотности к плотности нефтепродукта при среднеобъемной температуре груза в цистерне.

2.10. Плотность нефтепродуктов зависит от температуры, уменьшаясь с повышением и увеличиваясь с понижением температуры, поэтому для сравнения численных значений принята плотность, определенная при 20°С.

На практике нефтепродукт отгружается или поступает под выгрузку с температурой, отличающейся от 20°С, поэтому для установления соответствия качественному паспорту (сертификату) поставщика или техническим нормам, изложенным в ГОСТ или ТУ, плотность, определенную ареометром в пробе из железнодорожных цистерн, переводят в плотность при 20°С, используя данные таблиц ГОСТ 3900.

В паспорте качества (сертификате) имеются данные о плотности нефтепродукта при температуре +20°С. Тогда плотность нефтепродукта ρ t , [г/см 3 ] при любой температуре t можно определить по формуле:

Где ρ 20 - плотность нефтепродукта при температуре 20°С согласно качественному паспорту (сертификату), г/см 3 ;
α - температурная поправка плотности на 1°С, г/см 3 .

Температурная поправка a определяется, исходя из значения плотности нефтепродукта при температуре 20°С по табл. 2.

Таблица 2

Плотность нефтепродукта при 20°С, г/см 3	0,6900 ÷ 0,6999	0,7000 ÷ 0,7099	0,7100 ÷ 0,7199	0,7200 ÷ 0,7299	0,7300 ÷ 0,73999	0,7400 ÷ 0,7499	0,7500 ÷ 0,7599	0,7600 ÷ 0,7699	0,7700 ÷ 0,7799	0,7800 ÷ 0,7899	0,7900 ÷ 0,7999	0,8000 ÷ 0,8099	0,8100 ÷ 0,8199	0,8200 ÷ 0,8299	0,8300 ÷ 0,8399	0,8400 ÷ 0,8499	0,8500 ÷ 0,8599	0,8600 ÷ 0,8699	0,8700 ÷ 0,8799	0,8800 ÷ 0,8899	0,8900 ÷ 0,8999
	9,10	8,97	8,84	8,70	8,57	8,44	8,31	8,18	8,05	7,92	7,78	7,65	7,52	7,38	7,25	7,12	6,99	6,86	6,73	6,60	6,47

2.11. Иногда в сопроводительных документах указывают плотность нефтепродукта, определенную при температуре +15°С. Если данные о плотности груза при 20°С отсутствуют, для сравнения плотности нефтепродукта при его реальной температуре с плотностью при 15°С используют формулу:

В этом случае температурная поправка плотности на 1°С a принимается по данным табл. 3.

Таблица 3

Средние температурные поправки плотности нефтепродуктов

Плотность нефтепродукта при 15°С, г/см 3	0,6945 ÷ 0,7044	0,7045 ÷ 0,7143	0,7144 ÷ 0,7243	0,7244 ÷ 0,7343	0,7344 ÷ 0,7442	0,7443 ÷ 0,7541	0,7542 ÷ 0,7640	0,7641 ÷ 0,7740	0,7739 ÷ 0,7839	0,7840 ÷ 0,7938	0,7939 ÷ 0,8039	0,8038 ÷ 0,8137	0,8138 ÷ 0,8236	0,8237 ÷ 0,8336	0,8337 ÷ 0,8435	0,8436 ÷ 0,8535	0,8536 ÷ 0,8634	0,8635 ÷ 0,8733	0,8734 ÷ 0,8832	0,8833 ÷ 0,8932	0,8933 ÷ 0,9031
Температурная поправка на 1°С, (·10 -4) г/см 3	9,10	8,97	8,84	8,70	8,57	8,44	8,31	8,18	8,05	7,92	7,78	7,65	7,52	7,38	7,25	7,12	6,99	6,86	6,73	6,60	6,47

3. Порядок определения объема жидкости в железнодорожной цистерне.

3.1. Объем жидкости в цистернах определяется по "Таблицам калибровки железнодорожных цистерн", исходя из типа калибровки цистерны и высоты налива.

Калибровочный тип цистерны обозначается только типовыми металлическими цифрами, приваренными к боковой поверхности котла под номером цистерны.

3.2. Высота налива нефтепродукта определяется специальным измерительным прибором - метрштоком, представляющим собой металлическую составную трубу с длиной шкалы до 3,5 м. Цена наименьшего деления шкалы составляет 1 мм.

3.3. Высота налива замеряется в двух противоположных точках люка-лаза (колпака) по продольной оси цистерны не менее двух раз в каждой точке. Для производства замеров метршток плавно и строго вертикально опускается через люк-лаз до нижней образующей котла. Необходимо избегать резких ударов о дно цистерны и следить за тем, чтобы метршток не упирался в выступающие части цистерны и универсального сливного прибора, лестницы или другие посторонние предметы. Опущенный до соприкосновения с нижней образующей котла, метршток быстро и плавно извлекается. Высота налива в сантиметрах отсчитывается по линии смачивания метрштока нефтепродуктом. Расхождение между двумя отсчетами замера не должно превышать 0,5 см, в противном случае измерение повторяется. За высоту налива нефтепродукта принимают среднее арифметическое результатов замеров, произведенных в двух противоположных точках. Полученный результат округляется до целого сантиметра: величина менее 0,5 см отбрасывается, а 0,5 см и более принимается за целый сантиметр.

3.4. При измерении высоты налива светлых нефтепродуктов (особенно бензина) рекомендуется шкалу метрштока в районе предполагаемого отсчета натереть мелом для лучшего определения линии смачивания.

3.5. По полученной высоте налива в сантиметрах для каждого калибровочного типа по соответствующей таблице калибровки определяется объем налитого нефтепродукта.

От правильности замера высоты налива, плотности и температуры нефтепродукта зависит точность определения массы груза в цистерне.

3.6. Расчет массы нефтепродукта в цистернах объемно-массовым статическим методом.

Для определения массы нефтепродукта этим способом необходимо:

• замерить метрштоком высоту налива;
• отобрать пробу продукта с уровня, соответствующего 0,33 диаметра цистерны, считая от нижней образующей котла;
• немедленно после извлечения пробы из цистерны замерить среднеобъемную температуру и плотность нефтепродукта ареометром;
• установить тип калибровки цистерны по соответствующим знакам на ее котле;
• согласно замеренной высоте налива по соответствующей таблице калибровки определить объем нефтепродукта;
• рассчитать массу нефтепродукта в цистерне, умножив определенный по таблицам калибровки объем нефтепродукта на его плотность при среднеобъемной температуре в цистерне.

3.7. Используемые для определения массы нефтепродукта приборы (термометр, ареометр, метршток) должны быть поверены, иметь соответствующие клейма и свидетельства Госповерителя.

3.8. Пример определения массы наливного груза расчетным путем.

Исходные данные. Нефтепродукт перевозится в цистерне типа калибровки 62. Высота налива, установленная метрштоком: 2746 мм. Плотность нефтепродукта при температуре +20°C, по данным паспорта качества: 0,824 г/см 3 . Температура груза в цистерне по данным измерений: -12°C. Требуется определить массу перевозимого нефтепродукта.Расчет. Масса нефтепродукта определится по формуле:

Где V - объем груза в вагоне, дм 3 ;
ρ - плотность груза, кг/дм 3 .

Объем груза при высоте налива 275 см (по правилам округления 274,6 см округляется в большую сторону до 275 см) для данного типа цистерн в соответствии с Таблицей калибровки (тип 62) составляет 69860 дм 3 .

Плотность нефтепродукта при данной температуре:

1. Определяется разность температур +20°C - (-12°C) = 32°C;
2. Температурная поправка на 1°C согласно таблице 2 средних температурных поправок плотности нефтепродуктов для плотности 0,8240 кг/дм 3 составит 0,000738 кг/дм 3 ; соответственно на 32°C составит 0,000738´32 = 0,023616 кг/дм 3 , или округленно 0,0236 кг/дм 3 ;
3. При температуре груза более +20°С полученное произведение (0,0236 кг/дм 3) вычитается из значения плотности при +20°С, а при температуре нефтепродукта в цистерне ниже +20°С, полученное произведение прибавляется к значению плотности при +20°С.
Пункт 5, 6

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ СОЮЗА ССР

НЕФТЬ И НЕФТЕПРОДУКТЫ

МЕТОДЫ ИЗМЕРЕНИЯ МАССЫ

ГОСТ

Petroleum and petroleum products.

Methods of mass measurement

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 .

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

	Масса продукта, кг;
	Объем продукта, м3;
	Плотность продукта, кг/м3;
δρ= (tρ - tV)	Разность температур продукта при измерении плотности (tρ) и объема (tv), °С;
	Коэффициент объемного расширения продукта, 1/°С;
δρ =(Pv - Рρ )	Разность давлений при измерении объема (Pv) и плотности (Рρ ), МПа;
	Коэффициент сжимаемости от давления, 1/МПа.

1.1. Модель погрешности метода

, (2)

	Относительная погрешность измерения массы продукта, %;
	Относительная погрешность измерения объема, %;
	Относительная погрешность измерения плотности, %;
	Абсолютная погрешность измерения разности температур δt, ºC;
	Относительная погрешность центрального блока обработки и индикации данных, %.

2. Модель объемно-массового статического метода

	Объемы продукта, соответственно, в начале и конце товарной операции, определяемые по градуировочной таблице резервуара, м3;
	Средние плотности продукта, соответственно, в начале и в конце товарной операции, кг/м3;
	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

3. Модель гидростатического метода

(5) или (6)

	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;
	Ускорение свободного падения, м/с2;
	Давление продукта в начале и в конце товарной операции, Па;
	Разность давлений продукта в начале и в конце товарной опе­рации, Па.

3.1. Модель погрешности метода

для формулы (5)

для формулы (6)

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, %;
	Относительная погрешность измерения разности давлений ξР, %;
	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:

При применении гидростатического метода измерений массы:

, (10)

	Масса нефти нетто, кг;
	Масса балласта, кг;
	Объемная доля воды в нефти, %;
	Плотность воды, кг/м3;
	Концентрация хлористых солей, кг/м3;
	Нормированная массовая доля механических примесей в нефти, %.

4.1. Модели погрешности методов

для формулы (9)

(11)

для формулы (10)

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∙ ∙ = 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∙ ∙784∙ – 1108,2∙ ∙781∙ =353 = 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;

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, указанного в паспорте на резервуар, а также при минимальном значении отпущенного продукта mmin и его максимальной плотности ρmах, которые должны указываться в МВИ.

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 t ρ 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:

 

---

Читайте:
Список зарубежных народных сказок 5 зарубежных сказок Загадки истории – кто написал Библию? Борис Пастернак — Зимняя ночь (Свеча горела на столе): Стих Указатель слов к разделу «Орфография Бурятский снайпер – «зенитчик», так и не ставший Героем Черная и желтая вера