Утвержден и введен в действие
Постановлением Госстандарта СССР
ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ СОЮЗА ССР
НЕФТЬ И НЕФТЕПРОДУКТЫ
МЕТОДЫ ИЗМЕРЕНИЯ МАССЫ
Petroleum and petroleum products.
Methods of mass measurement
ГОСТ 26976-86
Группа Б09
ОКСТУ 0001
Взамен ГОСТ 8.370-80 и
ГОСТ 8.378-80
Срок введения
Настоящий стандарт устанавливает методы измерения массы (далее - методы) нефти и жидких нефтепродуктов, а также битумов и пластических смазок (далее - продуктов).
Стандарт является основополагающим документом для разработки методик выполнения измерений.
1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1. Стандарт регламентирует методы измерений массы брутто и массы нетто продуктов.
Основным методом при поставках на экспорт и коммерческих операциях по нефти и нефтепродуктам, кроме мазутов, битумов и пластичных смазок, является динамический метод с применением счетчиков (расходомеров).
1.2. Продукты должны соответствовать требованиям действующей нормативно-технической документации.
1.3. Термины, используемые в настоящем стандарте, и пояснения к ним приведены в справочном Приложении 1.
2. МЕТОДЫ ИЗМЕРЕНИЙ
2.1. При проведении учетно-расчетных операций применяют прямые и косвенные методы.
2.2. При применении прямых методов измеряют массу продуктов с помощью весов, весовых дозаторов и устройств, массовых счетчиков или массовых расходомеров с интеграторами.
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;
при объемно-массовом статическом методе:
+/- 0,5% - при измерении массы нетто нефти, нефтепродуктов от 100 т и выше, а также массы нетто битумов;
+/- 0,8% - при измерении массы нетто нефтепродуктов до 100 т и отработанных нефтепродуктов;
при гидростатическом методе:
+/- 0,5% - при измерении массы нетто нефти, нефтепродуктов от 100 т и выше;
+/- 0,8% - при измерении массы нетто нефтепродуктов до 100 т и отработанных нефтепродуктов.
Приложение 1
Справочное
ТЕРМИНЫ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ В СТАНДАРТЕ, И ПОЯСНЕНИЯ К НИМ
Масса брутто - масса нефти и нефтепродуктов, показатели качества которых соответствуют требованиям нормативно-технической документации.
Масса балласта - общая масса воды, солей и механических примесей в нефти или масса воды в нефтепродуктах.
Масса нетто - разность масс брутто и массы балласта.
Приложение 2
Обязательное
МАТЕМАТИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ КОСВЕННЫХ МЕТОДОВ ИЗМЕРЕНИЙ МАССЫ
И ИХ ПОГРЕШНОСТЕЙ
1. Модель объемно-массового динамического метода
, (1)
где m - масса продукта, кг ;
V - объем продукта, м3;
Плотность продукта, кг /м3;
Разность температур продукта при измерении плотности () и объема (), °С ;
Коэффициент объемного расширения продукта, 1/°С ;
Разность давлений при измерении объема () и плотности (), МПа;
Коэффициент сжимаемости от давления, 1/МПа.
1.1. Модель погрешности метода
, (2)
где - относительная погрешность измерения массы продукта, %;
Относительная погрешность измерения объема, %;
Относительная погрешность измерения плотности, %;
Абсолютная погрешность измерения разности температур , °С ;
Относительная погрешность центрального блока обработки и индикации данных, %.
2. Модель объемно-массового статического метода
, (3)
где , - 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 () и при градуировке (), °C.
2.1. Модель погрешности метода
, (4)
где H - уровень продукта, в емкости, м ;
Абсолютная погрешность измерения уровня наполнения продукта, м ;
Относительная погрешность градуировки резервуара, %.
3. Модель гидростатического метода
(5) или
, (6)
где ; - средние значения площади сечения резервуара, соответственно в начале и в конце товарной операции, м2 , определяемые как (V - объем продукта, м3, H - уровень наполнения емкости, м);
- среднее значение площади сечения части резервуара, из которой
отпущен продукт, м2
;
g - 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)
, (7)
для формулы (6) , (8)
где , - относительные погрешности измерения сечения резервуара, соответственно, в начале и в конце товарной операции, %;
Относительные погрешности измерения давлений, соответственно, в начале и в конце товарной операции, %;
Относительная погрешность измерения разности давлений , %;
Относительная погрешность измерения среднего значения площади сечения резервуара, из которой отпущен продукт, %.
4. Модели измерения массы нетто нефти
При применении объемно-массового метода измерения массы:
. (9)
При применении гидростатического метода измерений массы:
, (10)
где - 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)
, (12)
где - абсолютная погрешность измерения плотности воды, кг /м3;
Абсолютная погрешность измерения содержания воды, % объемных ;
Абсолютная погрешность измерения концентрации хлористых солей, кг /м3.
Примечание. Погрешности измерения параметров , , , , , 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) ;
поточный плотномер с абсолютной погрешностью кг /м3;
термометры с абсолютной погрешностью °С ;
манометры класса I с верхним пределом диапазона измерения =10 МПа.
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 = 32 °C;
давление при измерении объема = 5,4 МПа;
температуру продукта при измерении плотности = 30 °C;
давление при измерении плотности = 5,5 МПа;
плотность продукта = 781 кг/м3.
1.4. По справочникам определяют:
коэффициент объемного расширения продукта 1/°C;
коэффициент сжимаемости продукта от давления 1/МПа.
1.5. Массу прошедшего по трубопроводу продукта вычисляют по формуле (1)
1.6. Для определения погрешности метода вычисляют:
относительную погрешность измерения плотности по формуле
,
где - минимальное допускаемое в методике выполнения измерений (МВИ) значение плотности продукта;
абсолютную погрешность измерения разности температур
°С.
1.7. При определении погрешности метода учитывают, что она достигает максимума при максимально допускаемом превышении температуры над температурой , 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 вместимостью10000 м3, отградуированный с относительной погрешностью при температуре = 18 °С ;
ареометр для нефти (нефтеденсиметр ) с абсолютной погрешностью = 0,5 кг/м3;
термометры с абсолютной погрешностью °С.
Обработка результатов измерений производится на ЭВМ с относительной погрешностью .
2.2. При измерениях перед отпуском продукта получены следующие результаты:
высота налива продукта = 11,574 м;
плотность продукта из объединенной пробы в лабораторных условиях при температуре = 22 °С , = 787 кг/м3;
средняя температура продукта в резервуаре = 34 °C;
температура окружающего воздуха = -12 °С.
2.3. При измерениях после отпуска продукта получены следующие результаты:
высота налива продукта = 1,391 м;
плотность продукта из объединенной пробы в лабораторных условиях при температуре = 22 °С , = 781 кг/м3;
средняя температура продукта в резервуаре = 32 °C;
температура окружающего воздуха = -18 °С.
2.4. По справочникам определяют:
коэффициент линейного расширения материала стенок резервуара
1/°С ;
коэффициент объемного расширения продукта
1/°С.
2.5. По градуировочной таблице резервуара определяют:
объем продукта в резервуаре перед отпуском = 10673,7 м3;
объем продукта в резервуаре после отпуска = 1108,2 м3.
2.6. Вычисляют температуру стенок резервуара:
перед отпуском продукта
°С,
после отпуска продукта
°С.
2.7. Массу отпущенного продукта определяют по формуле (3) Приложения 2:
2.8. Для определения погрешности метода вычисляют:
относительную погрешность измерения плотности продукта
;
абсолютную погрешность измерения разности температур:
°С.
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 над температурой , которые должны указываться в МВИ.
2.9.1. В рассматриваемом случае, например, используют резервуар с = 12 м и заданы = 8 м и следовательно = 4 м и = -10 °С.
2.9.2. По градуировочной таблице резервуара определяют объемы, соответствующие уровням п. 2.9.1:
11112,1 м3, = 3566,4 м3 и 
= 7545,7 м3.
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 при температуре = 18 °С ;
уровнемер с абсолютной погрешностью мм ;
дифференциальный манометр с относительной
погрешностью 
.
Обработка результатов измерений производится на ЭВМ с относительной погрешностью .
3.2. При измерениях получены результаты:
высота налива продукта перед отпуском = 10,972 м;
дифференциальное давление перед отпуском = 86100 Па;
высота налива продукта после отпуска = 1,353 м;
дифференциальное давление после отпуска = 11800 Па.
3.3. По справочнику определяют значение ускорения свободного падения для данной местности g = 9,815 м/с2 .
3.4. По градировочной таблице резервуара определяют:
объем продукта перед отпуском = 10581,4 м3;
объем продукта после отпуска = 1297,1 м3.
3.5. Вычисляются следующие значения величин:
при применении для расчета формулы (5) Приложения 2 среднее значение площади сечения резервуара перед отпуском продукта
и после отпуска продукта
;
при применении для расчета формулы (6) Приложения 2 среднее значение площади сечения части резервуара, из которого отпущен продукт
разность давлений продукта в начале и в конце товарной операции с учетом изменившегося столба воздуха в резервуаре
где - плотность воздуха, кг /м3.
Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности
2 Таблицы в электронном виде входят в поставочный комплект методик измерений.
5.5.3 При температуре измерения объема нефтепродукта измерение плотности должно осуществляться в лабораторных условиях в термостате при температуре измерения его объема. Иные методы определения плотности для данного случая не допустимы.
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и объема нефтепродукта при косвенном методе динамических измерений не должны превышать значений, приведенных в таблице 1.
Таблица 1
7.1 При выполнении измерений массы и объема нефтепродукта применяют следующие СИ и другие технические средства, не образующие измерительные системы:
7.1.1 Неавтоматизированные СИ:
Счетчик объема (расходомер) с пределами допускаемой относительной погрешности измерения объема не более ±0,15 %;
Термометры ртутные стеклянные по ГОСТ 28498 или ГОСТ 400 с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±0,5 °С, используемые для определения температуры нефтепродукта;
СИ и технические средства, используемые для определения плотности нефтепродукта по ГОСТ 3900 или по ГОСТ Р 51069 . Требования к ним изложены в .
7.1.2 Автоматизированные СИ:
Счетчик объема (расходомер) с пределами допускаемой относительной погрешности измерения объема не более ±0,15 %;
Термопреобразователь, установленный в трубопроводе с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±0,5 °С;
Поточный плотномер с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±0,3 кг/м 3 .
7.1.3 Персональные компьютеры или технические средства для обработки и вычисления результатов измерений.
7.2 Измерительные системы в составе:
Канала (каналов) измерения объема нефтепродукта с использованием счетчиков объема (расходомеров)с пределами допускаемой относительной погрешности измерения объема не более ±0,15 %;
Канала (каналов) измерения температуры нефтепродукта с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±0,5 °С;
Канала (каналов) измерения плотности нефтепродукта с использованием поточных плотномеров с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±0,3 кг/м 3 ;
СОИ с пределом допускаемой относительной погрешности не более ±0,05 %.
7.3 СИ и технические средства в ИЛ (ИЦ):
7.3.1 При определении плотности ареометром по ГОСТ 3900 :
ГОСТ 18481 типа АН, АНТ-1. Допускается применять аналогичные ареометры, отградуированные по нижнему мениску;
ГОСТ 18481
Термометры ртутные стеклянные лабораторные типа ТЛ-4 № 4 по техническим условиям ТУ 25-2021.003 или термометры стеклянные для испытаний нефтепродукта типа ТИН-5 по ГОСТ 400 при использовании ареометров типа АН. Термометр должен быть откалиброван на полное погружение с ценой деления 0,1 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±0,2 °С;
Термостат или водяная баня для поддержания температуры с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±0,2 °С.
7.3.2 При определении плотности ареометром по ГОСТ Р 51069 :
Ареометры для нефтепродукта по ГОСТ 18481 ;
Цилиндры для ареометров стеклянные по ГОСТ 18481 или металлические соответствующих размеров;
Термометры ртутные стеклянные типа ТЛ-4 № 2 и № 3 по техническим условиям или термометры стеклянные для испытаний нефтепродукта типа ТИН-5 по ГОСТ 400 при использовании ареометров типа АН. Термометр должен быть откалиброван на полное погружение с ценой деления 0,1 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,2 °С;
Термостат или водяная баня для поддержания температуры с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,2 °С.
Примечание - Метрологические характеристики ареометров и термометров выбираются по таблицам № 1 и № 2 ГОСТ Р 51069 .
7.4 Допускается приметать другие аналогичные по назначению СИ и технические средства, допущенные к применению в установленном порядке, если их характеристики не уступают указанным в настоящей Рекомендации.
7.5 СИ и ИС должны иметь сертификаты об утверждении типа в соответствии с ПР 50.2.009 . Измерительные системы, собираемые на месте эксплуатации (ИС-2 согласно ГОСТ Р 8.596), должны быть внесены в Государственный реестр, как СИ единичного типа.
7.6 СИ и ИС, участвующие в измерении массы нефтепродукта, подлежат поверке в соответствии с ПР 50.2.006 и должны иметь действующие свидетельства о поверке или оттиски поверительных клейм.
7.7 Программное обеспечение, применяемое в составе СОИ ИС, должно быть аттестовано в установленном порядке в соответствии с МИ 2955 , МИ 2676 , МИ 2174 .
7.8 Периодичность поверки СИ, применяемых при измерениях массы нефтепродукта, должна соответствовать межповерочному интервалу, установленному при утверждении типа. Изменение межповерочного интервала проводится органом Государственной метрологической службы по согласованию с метрологической службой юридического лица.
7.9 Технологические трубопроводы должны быть отградуированы (определена вместимость) в соответствии с МИ 2800 . Градуировочную таблицу на технологический трубопровод составляют суммированием вместимостей отдельных трубопроводов.
Градуировочную таблицу на отдельный трубопровод составляют суммированием вместимостей его участков. Периодичность градуировки не реже одного раза в десять лет.
8.1 При выполнении измерений соблюдают следующие условия:
Температура окружающего воздуха от - 40 °С до + 50 °С;
Скорость ветра не более 12,5 м/с.
Примечание - Технические характеристики применяемых СИ и технических средств должны соответствовать вышеуказанным условиям.
8.2 Измерение плотности нефтепродукта в отобранной пробе должно проводиться в лаборатории или специально оборудованном помещении.
9.1 К выполнению измерений и обработке их результатов допускают лиц, достигших 18 лет, имеющих квалификацию оператора не ниже 4-го разряда, прошедших обучение и проверку знаний требований охраны труда в соответствии с ГОСТ 12.0.004 , годных по состоянию здоровья и ознакомленных с настоящей Рекомендацией.
Лица, выполняющие измерения, должны:
Соблюдать требования по охране труда, промышленной и экологической безопасности и правила пожарной безопасности, распространяющиеся на объект, на котором проводят измерения;
Выполнять измерения в специальной одежде и обуви в соответствии с ГОСТ 12.4.111 , ГОСТ 12.4.112 , ГОСТ 12.4.137 . 1 000 000
9.2 Выполнение измерений проводят в соответствии с утвержденными действующими правилами и нормативными документами:
В области охраны труда и промышленной безопасности - ПБ 09-560 , ПОТ Р М-021 ;
В области соблюдения безопасной эксплуатации электроустановок - ПОТ Р М-016 ;
В области охраны окружающей среды и атмосферного воздуха - Федеральными законами «Об охране окружающей среды» , «Об охране атмосферного воздуха» и другими действующими законодательными актами на территории РФ.
9.4 Площадка, на которой установлена автоматизированная система налива (слива), должна содержаться в чистоте, без следов нефтепродукта, и быть оборудована первичными средствами пожаротушения. Не допускается выбросов и выделений нефтепродукта в окружающую среду.
9.5 Открытые сливо-наливные эстакады для нефтепродукта должны освещаться прожекторами. Закрытые сливо-наливные эстакады и сливо-наливные эстакады под навесами должны освещаться светильниками во взрывозащищенном исполнении, расположенными на строительных конструкциях навесов, зданий и в других местах, где исключается механическое повреждение электропроводки и светильников. При необходимости контроля за состоянием и уровнем налива следует применять безопасные аккумуляторные фонари во взрывозащищенном исполнении. Включать и выключать фонари следует за пределами взрывоопасной зоны.
9.6 Сливо-наливные эстакады для нефтепродукта должны быть защищены от прямых ударов молнии и от электрической индукции. Защита от статического электричества должна соответствовать требованиям правил .
9.7 При выполнении работ по отбору проб следует соблюдать требования безопасности, регламентируемые ГОСТ 2517 , в том числе:
Переносные пробоотборники должны быть изготовлены из материала, не образующего искр при ударе (алюминия, бронзы, латуни и др.);
Для крепления переносного пробоотборника используют гибкие, не дающие искр, металлические тросики. При применении шнуров (веревок и т.д.) из неэлектропроводных материалов - на их поверхности должен быть закреплен многожильный, не дающий искр, неизолированный металлический проводник, соединенный с пробоотборником. Перед отбором проводник - должен заземляться с элементами меры вместимости;
Запрещается отбирать пробы нефтепродукта на открытом воздухе во время грозы.
9.8 Электрооборудование (СИ и вспомогательные устройства), применяемое при выполнении измерений, должно быть изготовлено во взрывозащищенном исполнении, соответствующему классу взрывоопасной зоны по ГОСТ Р 51330.9 места применения, отвечать требованиям ГОСТ 22782.0 , ГОСТ Р 51330.0 , иметь разрешение Ростехнадзора, полученное на основании заключения экспертизы промышленной безопасности на применение во взрывоопасных зонах.
10.1 Подготовка к выполнению измерений проводится в соответствии с технической документацией на СИ и другие технические средства, приметаемые при измерениях.
10.2 Проверяют включенное состояние оборудования и наличие напряжения питания.
10.3 Проверяют наличие связи между вторичной аппаратурой и преобразователями.
10.4 Проверяют состояние оборудования, герметичность фланцевых соединений, контролируют отсутствие утечек нефтепродукта, отсутствие посторонних шумов и вибраций на измерительных линиях, исправность СИ, целостность пломб и клейм.
10.5 Проводят измерение и вычисление объема и массы нефтепродукта согласно разделу .
Примечание - В случае, если плотность измеряется ареометром, в результат измерения плотности вносится поправка на температурное расширение стекла для ареометров, рассчитываемая по формулам или приложения .
11.1 Измерение и вычисление объема и массы нефтепродукта косвенным методом динамических измерений средствами измерений, не образующими измерительные системы.
11.1.1 Объем нефтепродукта измеряют с помощью счетчика объема (расходомера).
11.1.2 Плотность нефтепродукта измеряют одним из следующих способов:
Поточным плотномером, установленным в трубопроводе по методике, изложенной в инструкции по его эксплуатации;
Ареометром в пробе, отобранной из трубопровода по ГОСТ 2517 .
Примечание - Измерение плотности ареометром проводят по ГОСТ Р 51069 или по ГОСТ 3900 в лаборатории или в специально оборудованном месте, защищенном от ветра, осадков, солнечной радиации и оснащенном столиком с ровной, горизонтальной поверхностью.
11.1.3 Температуру нефтепродукта при определении массы измеряют одним из следующих способов:
Термометром в пробе, отобранной из трубопровода по ГОСТ 2517 ;
Термопреобразователем, установленным в трубопроводе по методике, изложенной в инструкции по его эксплуатации.
11.1.4 Вычисление массы нефтепродукта.
11.1.4.1 При приведении плотности и объема нефтепродукта к 20 °С массу нефтепродукта, кг, вычисляют по формуле:
где V 15 - объем нефтепродукта, приведенный к 15 °С, м 3 ;
r 15 - плотность нефтепродукта, приведенная к 15 °С, кг/м 3 .
11.1.4.3 При приведении плотности к температуре измерений объёма массу нефтепродукта, кг, вычисляют:по формуле:
где V - объем нефтепродукта, при температуре его измерений, м 3 ;
r tv - плотность нефтепродукта, приведённая к температуре измерений объёма, кг/м 3 .
Примечания :
1. Алгоритмы вычислений объема и плотности реализованы в ПО и изложены в приложении .
2. При проведении измерений плотности ареометром вместо значения плотности (r tv ) в формуле () используется значение плотности (r * ), определяемое по формуле ().
3. Значение (r tv ) автоматически рассчитывается в ПО или определяется в лабораторных условиях в термостате при температуре измерения объема, кг/м 3 .
11.2 Измерение и вычисление массы нефтепродукта косвенным методом динамических измерений измерительными системами.
11.2.1 Объем нефтепродукта измеряют каналом (каналами) измерения объема нефтепродукта с использованием счетчиков объема (расходомеров).
11.2.2 Температуру нефтепродукта измеряют каналом (каналами) измерения температуры с использованием электронных термометров, установленных в трубопроводе.
11.2.3 Плотность нефтепродукта измеряют каналом (каналами) измерения плотности с использованием поточных плотномеров, установленных в трубопроводе.
11.2.4 Массу брутто нефтепродукта вычисляют согласно .
12.1 Пределы относительной погрешности измерений массы нефтепродукта, %, вычисляют по формуле:
b ГОСТ Р 8.595 ;
t v , t p - температура нефтепродукта при измерении объема и при измерении плотности соответственно, °С;
d р - относительная погрешность измерений плотности нефтепродукта, %;
∆t p - абсолютная погрешность измерений температуры нефтепродукта при измерении плотности, °С;
∆t v - абсолютная погрешность измерений температуры нефтепродукта при измерении объема, °С;
d N - .
Относительная погрешность измерений плотности нефтепродукта:
где d V - относительная погрешность измерений объема, %, принимают равной относительной погрешности счетчика объема (расходомера);
dr - относительная погрешность измерений плотности нефтепродукта, %;
d t v r - составляющая относительной погрешности измерений массы нефтепродукта за счет абсолютных погрешностей измерений температур t v , t p , %;
d N - относительная погрешность средства обработки результатов измерений при вычислении массы, %.
Составляющую относительной погрешности измерений массы нефтепродукта (d t vp) за счет абсолютных погрешностей измерений температур t v и t p , вычисляют по формуле:
|
|
где ∆t r , ∆t v - абсолютные погрешности измерений температур t r , t v , °С;
b - коэффициент объемного расширения нефтепродукта, 1/°С, значение которого определяют по таблице А.1 ГОСТ Р 8.595 .
Примечания :
Если для применяемых СИ и каналов ИС заданы как абсолютные, так и относительные погрешности, то для вычисления относительной погрешности измерений массы нефтепродукта применяют формулы () или ().
Если заданы только относительные погрешности (как правило, для ИС), то для вычисления относительной погрешности измерений массы нефтепродукта применяют следующую формулу:
где d V - относительная погрешность измерений объема, %, принимают равной относительной погрешности счетчика объема (расходомера);
dr - относительная погрешность измерений плотности нефтепродукта, %;
b - коэффициент объемного расширения нефтепродукта, 1/°С, значение которого определяют по таблице А.1 ГОСТ Р 8.595 ;
∆t r - абсолютная погрешность измерения температуры нефтепродукта при измерении плотности, °С.
13.1 Значение массы нефтепродукта, кг, округляют до целых значений.
Значение объема нефтепродукта, м 3 , округляют до трех знаков после запятой.
13.2 Для учета нефтепродукта принимается значение массы в килограммах с округлением до целых значений.
14.1 Аттестацию методики измерений проводят в соответствии с ГОСТ Р 8.563 .
14.2 Аттестация методики измерений осуществляется на основе результатов метрологической экспертизы материалов разработки методики измерений, включающих документ (раздел, часть документа), регламентирующий методику измерений, применяемую предприятием на конкретной учетной операции, и результатов экспериментального или расчетного оценивания характеристик погрешности методики измерений (относительных погрешностей измерений массы и объема нефтепродукта).
14.3 Аттестацию методик измерений, применяемых в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, осуществляют метрологические службы предприятий, аккредитованные на право проведения аттестации методик измерений в соответствии с ПР 50.2.13 , государственные научные метрологические центры, органы Государственной метрологической службы.
При положительных результатах аттестации:
Оформляют свидетельство об аттестации методики измерений согласно форме ГОСТ Р 8.563 ;
Регистрируют методику измерений в Федеральном реестре методик измерений;
Документ, регламентирующий методику измерений, утверждают в порядке, установленном на предприятии (приказ, распоряжение);
В документе, регламентирующем методику измерений, указывают «методика измерений аттестована» с обозначением предприятия, метрологическая служба которого осуществляла аттестацию, либо государственного научного метрологического центра или органа Государственной метрологической службы, выполнивших аттестацию методики измерений.
Примечания :
1. При разработке методик измерений на основе настоящей Рекомендации не допускается внесение изменений в формулы и алгоритмы расчета.
2. Допускается разработка одного документа на методики измерений для нескольких мест проведения учетных операций при использовании в них:
- СИ одного типа;
- ИС одного типа, реализующих один физический принцип измерений, с идентичным перечнем и составом измерительных каналов.
[ 5] Федеральный закон «Об охране атмосферного воздуха» от 04 мая 1999 г. № 96-ФЗ
[ 7] АСТМ Д 1250-2007 Стандартное руководство по применению таблиц измерения параметров нефти и нефтепродукта (таблицы 53В, 54В)
b = 0,00123 1/°С
А.1.2 Проведение расчета:
А.1.2.1 Определение массы при приведении плотности и объема бензина к 15 °С:
А.1.2.1.1 Вычисляют плотность по формуле () с учётом:
Поправки на температурное расширение стекла ареометра;
Условия, что t 0 =t r
|
r * = r × К а = 709(1 - 0,000023 (22 - 15) - 0,00000002 (22 - 15) (22 - 15)) = 708,9 кг/м 3 . |
Поправочный коэффициент (К а ) вычисляют по формуле .
А.1.2.1.2 Плотность (р *) и объем нефтепродукта приводят к 15 °С по таблицам 53В и 54В в следующей последовательности:
А.1.2.1.2.1 По таблице 53В в строке «плотность при температуре измерения» находят величину 709,0 и на уровне температуры 22 °С отмечают соответствующую ей плотность при15°С: r 15 = 715,4 кг/м 3 .
Примечание - При использовании таблицы 53В допускается проводить математическую интерполяцию.
А.1.2.1.2.2 По таблице 54В в строке «плотность при 15 °С» находят ближайшее к полученному по таблице 53В значению плотности 715,4 кг/м 3 значение 716,0 кг/м 3 и на уровне температуры 25 °С находят поправочный коэффициент на объем нефтепродукта (К) - 0,9871.
Примечание - При использовании таблицы 54В проводить математическую интерполяцию между температурой и плотностью не допускается.
А.1.2.1.2.3 Объем бензина, приведенный к 15 °С, вычисляют по формуле:
А.1.2.2. Расчет пределов относительной погрешности измерений массы и объема нефтепродукта:
А.1.2.2.1 Пределы относительной погрешности измерений массы нефтепродукта вычисляют по формуле ():
Относительную погрешность измерений плотности нефтепродукта вычисляют по формуле ():
А.1.2.2.2 Пределы относительной погрешности измерений объема нефтепродукта, приведенного к стандартным условиям, вычисляют по формуле ():
Величину (d t v r ) вычисляют по формуле ():
А.2 Пример 2
Расчет массы, объема и погрешности измерений массы и объема нефтепродукта измерительными системами.
А.2.1 Исходные данные:
|
нефтепродукт - бензин |
|
|
объем нефтепродукта, измеренный с помощью счетчика объема (расходомера) при 25 °С |
V= 150 м 3 |
|
плотность нефтепродукта при 15 °С |
r 15 = 715,4 кг/м 3 |
|
температура нефтепродукта при измерении объема |
t v = 25 °С |
|
относительная погрешность канала измерения объема с помощью счетчика объема (расходомера) |
d V= 0,15 % |
|
относительная погрешность канала измерения плотности |
d р = 0,25 % |
|
относительная погрешность канала измерения температуры нефти преобразователем температуры при измерении объема |
d t = 0,05 % |
|
относительная погрешность СОИ при вычислении массы |
d N= 0,05 % |
А.2.2 Проведение расчета:
А.2.2.1 Определение массы при приведении плотности и объема нефтепродукта к 15 °С:
А.2.2.1.1 Объем нефтепродукта, приведенный к 15 °С, вычисляют по формуле:
А.2.2.2 Расчет пределов относительной погрешности измерений массы и объема нефтепродукта.
А.2.2.2.1 Пределы относительной погрешности измерений массы нефтепродукта вычисляют по формуле:
где r * - плотность с учётом поправки на температурное расширение стекла ареометра;
r - плотность нефтепродукта, измеренная ареометром, кг/м 3 ;
К а - поправочный коэффициент на температурное расширение стекла ареометра, определяемый по формулам или .
Б.2 Для ареометров, отградуированных при 15 °С, поправочный коэффициент вычисляют по формуле:
где t 0 - температура продукта в рабочих условиях, °С.
Настоящее приложение содержит алгоритмы, реализованные в ПО 3:
________________
3 Алгоритмы не предназначены для расчётов вручную.
Приведение плотности продукта от рабочих условий к стандартным условиям (температура продукта 15 °С или 20 °С, избыточное давление продукта 0 Па);
Приведение объема продукта от рабочих условий к стандартным условиям (температура продукта 15 °С или 20 °С, избыточное давление продукта 0 Па);
Приведение плотности продукта от стандартных условий (температура продукта 15 °С или 20 °С, избыточное давление продукта 0 Па) к рабочим условиям;
Приведение плотности продукта от рабочих условий к условиям измерений объёма.
Схема приведения объёма и плотности к стандартным и рабочим условиям представлена на рис. 1:
Рис. 1
В.1 Приведение плотности продукта от рабочих условий к стандартным условиям (температура продукта 15 °С или 20 °С, избыточное давление продукта 0 Па).
Для выполнения вычислений используются значения следующих величин:
t 0 - температура продукта в рабочих условиях, °С;
Р 0 - избыточное давление продукта в рабочих условиях, кПа;
r 0 - плотность продукта в рабочих условиях, кг/м 3 ;
Т - стандартная температура (15 °С или 20 °С), °С;
Р - стандартное избыточное давление (0 Па), кПа.
Примечание - В случае, если плотность продукта измеряется ареометром, в результат измерения плотности вносится поправка на температурное расширение стекла для ареометров, рассчитываемая по формуле:
- для ареометров, отградуированных при 15 °С, поправочный коэффициент вычисляют по формуле:
В результате расчёта получают значения следующих величин:
P Т; - плотность продукта при стандартных условиях (температура продукта 15 °С или 20 °С, избыточное давление продукта 0 Па), кг/м 3 ;
C tl - корректирующий фактор на температуру продукта;
С PL - корректирующий фактор на давление продукта;
F P - фактор сжимаемости продукта, кПа -1 ;
С тр L - корректирующий фактор на температуру и давление продукта.
Ниже приведён алгоритм вычислений.
В.1.1 Температура продукта приводится к °F:
В.1.2 Рассчитывается избыточное давление продукта в рsig:
Если условия не выполняются, то расчет завершается.
В.1.3 Проверяют выполнение условий по плотности:
Если условия не выполняются, то расчет завершается.
В.1.4 Определяют максимальное и минимальное значение плотности при стандартных условиях (60 °F):
В.1.6 Пересчитывают температуру продукта из температурной шкалы ITS-90 в температурную шкалу ITS-68:
Значения коэффициентов a i :
В.1.7 Рассчитывают плотность продукта при стандартных условиях (60 °F) соответствующую температурной шкале IТS-68:
|
|
|
|
|
Значение d 60 = 0,0134979547.
Значения К 0 , К 1 , К 2 определяют по таблице В.1.
Таблица В.1
|
Продукт |
Плотность |
К 0 |
К 1 |
К 2 |
|
Дизельное топливо |
838,3127 ≤ r 60 ≤ 1163,5 |
103,8720 |
0,2701 |
|
|
Авиационное топливо |
787,5195 ≤ r 60 < 838,3127 |
330,3010 |
||
|
Переходная зона |
770,3520 ≤ r 60 < 787,5195 |
1489,0670 |
0,00186840 |
|
|
Бензины |
610,6 ≤ r 60 < 770,3520 |
Для определения плотности нефти и нефтепродукта при температуре в резервуаре во время измерения его объема используется ГОСТ 3900-85(Изм.№1).
Последовательность определения плотности нефти и нефтепродуктов при температуре измерения объема резервуара.
Пример: плотность нефтепродукта при +20 °С равна 0,652. Температура нефтепродукта в резервуаре +27,5 °С. Определить плотность нефтепродукта при температуре +27,5°С.
Для пересчета плотности нефтепродукта, измеренной при 20 0 С, на плотность +27,5 0 С необходимо:
1. По таблице ГОСТа 3900-85(Изм.№1) в столбце «Температура испытания, 0 С» найти значение температуры испытания - +27,5 0 С;
2. В строке «+27,5 0 С» найти близкое к взятому в 5-ом цехе числовому значению плотности продукта при 20 °С (0,652) это 0,647.
3.Отклонение найденного в таблице значения от лабораторного составляет 0,652-0,647=0.005
4. По столбцу найденного в таблице ближайшего значения (0,647) в строке «Плотность по шкале ареометра, г/см 3 » находим показатель - 0,640. Этот показатель является округленным значением плотности по ареометру.
5. К округленному значению плотности по ареометру (0,640) прибавляем отклонение, найденное в пункте 3 (0.005): 0,640+0,005=0,645. Найденное значение является плотностью нефти или нефтепродукта при температуре измерения их объема.
Масса нефти или нефтепродукта определяется по формуле:
где: m – масса нефти или нефтепродукта в резервуаре;
с - плотность нефти или нефтепродукта в резервуаре при температуре измерения объема(погружении);
V - объем нефти или нефтепродукта в резервуаре;
§ замер резервуара – 650 см.;
§ лабораторная плотность при 20 0 С - 0,652 г/см 3 ;
§ температура нефти или нефтепродукта в резервуаре – +27,5 0 С.
Определить массу нефти или нефтепродукта в резервуаре:
§ Найти плотность нефти или нефтепродукта в резервуаре при температуре измерения их объема (с):
§ в соответствии с пунктом 3.4 плотность нефти или нефтепродукта при температуре 27,5 0 С и лабораторной плотности при 20 0 С 0,652 равна 0,645 (с = 0,645).
§ найти объём нефти или нефтепродукта в резервуаре (V):
§ в соответствии с пунктом 2.1 по калибровочным таблицам находим объем нефти или нефтепродукта в резервуаре соответствующий замеру 650см. – 755,726 м 3 .
§ найденные значения подставить в формулу 2.1:
m = 0,645*755,726 = 487т
3.6.1. Современные системы измерения и контроля уровня, объёма, массы, температуры радарного типа « TANK SAAB RADAR», «ВМ-100» и серводатчики типа «Enraf»позволяют передавать информацию на рабочую станцию распределенной системы управления, а также посредством программного обеспечения контролировать, вести учет, сообщать о неисправностях и другие параметры необходимых для ведения технологического процесса.
3.6.2. Оператор товарный участков наблюдает за технологическим процессом, а именно:
§ просматривает на мониторе рабочей станции группу резервуаров находящегося под наполнением, контролирует скорость движения нефтепродукта, ср. t , max и min предел закачки;
§ просматривает по отдельности каждый резервуар и определяет: название продукта, уровень, ср. t , расход м 3 /час, плотность при 20 0 С, тоннаж;
§ имеется архив по каждому резервуару, где сохранены данные – это уровень, ср. t , объём, время;
§ по мере поступления новых анализов на нефтепродукты заполняет плотности при 20 0 С всех резервуаров;
§ формирует отчет о наличии нефтепродукта во всех резервуарах.
Приложение № 4
к Правилам перевозок жидких грузов наливом в вагонах-цистернах
и вагонах бункерного типа для перевозки нефтебитума
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)
| 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:
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:
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:
МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СОВЕТ ПО
СТАНДАРТИЗАЦИИ, МЕТРОЛОГИИ И СЕРТИФИКАЦИИ
(МГС)
INTERSTATE COUNCIL
FOR STANDARDIZATION, METROLOGY AND CERTIFICATION
(ISC)
Цели, основные принципы и основной порядок проведения работ по межгосударственной стандартизации установлены ГОСТ 1.0-92 «Межгосударственная система стандартизации. Основные положения» и ГОСТ 1.2-97 «Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосударственные, правила, рекомендации по межгосударственной стандартизации. Порядок разработки, принятия, обновления и отмены»
Сведения о стандарте
1 РАЗРАБОТАН Федеральным государственным унитарным предприятием «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии» (ФГУП ВНИИР)
2 ВНЕСЕН Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии
3 ПРИНЯТЫ Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол № 36 от 26 января 2009 г.)
|
Краткое наименование страны по МК(ИСО 3166) 004-97 |
Код страны по МК (ИСО 3166) 004-97 |
Сокращенное наименование национального органа по стандартизации |
|
Азербайджан |
А Z |
Азстандарт |
|
Армения |
АМ |
Минторгэкономразвития |
|
Беларусь |
В Y |
Госстандарт Республики Беларусь |
|
Грузия |
G Е |
Грузстандарт |
|
Казахстан |
К Z |
Госстандарт Республики Казахстан |
|
Кыргызстан |
К G |
Кыргызстандарт |
|
Молдова |
Молдова-Стандарт |
|
|
Российская Федерация |
Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии |
|
|
Таджикистан |
Таджикстандарт |
|
|
Узбекистан |
Узстандарт |
|
|
Украина |
Госпотребстандарт Украины |
4 Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 18 июня 2009 г. № 195-ст рекомендации по межгосударственной стандартизации РМГ 86-2009 введены в действие в качестве рекомендаций по метрологии Российской Федерации с 1 января 2010 г.
5 Настоящие рекомендации разработаны на основе рекомендации по метрологии Российской Федерации МИ 2951-2005 «Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти. Методика выполнения измерений в вертикальных резервуарах в системе магистрального нефтепроводного транспорта»
6 ВВЕДЕНЫ ВПЕРВЫЕ
Информация о введении в действие (прекращении действия) настоящих рекомендаций публикуется в информационном указателе «Национальные стандарты».
Информация об изменениях к настоящим рекомендациям публикуется в информационном указателе «Национальные стандарты», а текст изменений - в информационных указателях «Национальные стандарты». В случае пересмотра или отмены настоящих рекомендаций соответствующая информация будет опубликована в информационном указателе «Национальные стандарты»
Государственная система обеспечения единства измерений
МАССА НЕФТИ
МЕТОДИКА ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ В ВЕРТИКАЛЬНЫХ РЕЗЕРВУАРАХ
В СИСТЕМЕ МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА
Основные положения
State system for ensuring the uniformity of
measurements. Mass of petroleum.
Measurement procedure in
vertical tanks in the main petrowire systems. Basic propositions
Д ат а введения - 2010-01-01
1.1 Настоящие рекомендации распространяются на вертикальные стальные цилиндрические резервуары типов РВС, РВСП, РВСПК и на железобетонные резервуары цилиндрической и прямоугольной формы типов ЖБР, ЖБРП, ЖБРПК (далее - резервуары) номинальной вместимостью до 50000 м 3 .
1.2 Рекомендации устанавливают методику выполнения измерений массы товарной нефти (далее - нефть) в резервуарах при проведении учетных операций в системе магистрального нефтепроводного транспорта ОАО «АК «Транснефть», включая прием нефти от грузоотправителей и сдачу ее грузополучателям.
6.9 Средства измерений, применяемые при выполнении измерений, должны быть сертифицированы (аттестованы, внесены в государственный реестр) в стране применения и признаны странами - участниками приемо-сдаточных операций.
6.10 Применяемые средства измерений должны иметь действительные свидетельства о поверке, оформленные в соответствии с требованиями соответствующих методик поверки, и (или) поверительные клейма.
К выполнению измерений допускаются лица, отвечающие следующим требованиям:
Прошедшие обучение, инструктаж на рабочем месте и стажировку по специальности, получившие квалификацию товарного оператора не ниже четвертого разряда и имеющие допуск к самостоятельной работе;
8.1 Резервуары (резервуарные парки), входящие в состав нефтеперекачивающих станций и перевалочных нефтебаз, относятся к опасным производственным объектам.
8.2 При выполнении измерений массы нефти в резервуарах возможно наличие следующих опасных и вредных производственных факторов:
Образование взрывоопасной среды.
Смесь паров нефти с воздухом по степени взрывоопасности относится к категории II А, группе Т3 («Правила устройства электроустановок»).
Загазованность воздуха рабочей зоны.
По степени воздействия на организм человека (токсичности) нефть, в зависимости от содержания в ней сероводорода, относится к 3-му классу опасности вредного вещества («умеренно опасное») или 2-му классу опасности («высокоопасное») по ГОСТ 12.1.007 .
8.3 Для обеспечения взрывобезопасности при выполнении измерений применяемые средства измерений и вспомогательные устройства, относящиеся к категории электрооборудования, должны быть сертифицированы на соответствие требованиям к взрывобезопасности.
Переносные средства измерений и технические средства должны быть изготовлены из материалов, исключающих возможность образования искр при контакте с конструктивными элементами резервуаров и их оборудования.
8.4 На территории резервуарных парков по графику, утвержденному руководителем структурного подразделения, в установленных точках следует проводить контроль соответствия воздуха рабочей зоны санитарно-гигиеническим требованиям ГОСТ 12.1.007 . Контроль проводят аттестованные работники с помощью переносных газоанализаторов.
8.5 В качестве переносных светильников следует применять аккумуляторные фонари напряжением не более 12 В во взрывобезопасном исполнении, включение и выключение которых должно выполняться вне территории обвалования.
8.6 К выполнению измерений массы нефти в резервуарах допускают лиц не моложе 18 лет, не имеющих медицинских противопоказаний к работе на опасных производственных объектах, отвечающих установленным квалификационным требованиям, прошедших обучение и проверку знаний норм и правил безопасности труда.
8.7 Допущенные к выполнению измерений операторы должны знать схемы коммуникаций резервуарного парка (резервуара), требования технологических карт эксплуатации резервуаров и уметь в нормативные сроки безошибочно выполнять необходимые переключения. Схемы и технологические карты эксплуатации резервуаров должны находиться на рабочих местах операторов.
8.8 Операторы должны иметь одежду и обувь, изготовленные из материалов, не накапливающих статическое электричество. Обувь не должна иметь металлических накладок и гвоздей. Ручные измерения уровня нефти и отбор проб, сопряженные с контактом с нефтью, выполняют в резиновых перчатках.
8.9 При открытии измерительных («замерных») люков, ручном отборе проб и измерениях уровня нефти оператор должен находиться с наветренной стороны (стоять спиной к ветру), а если это невозможно в силу конструктивных особенностей размещения измерительного люка - стоять боком к ветру. Работы следует проводить в присутствии наблюдающего (дублера).
Операторам запрещается:
Находиться на крыше (площадках) резервуара, проводить измерения уровня нефти и отбор проб вручную во время грозы;
Находиться во время закачки и откачки нефти из резервуара на плавающей крыше.
8.10 В экстремальных условиях (туман, обледенение и др.) отбор проб, измерения уровня ручным способом на высоте допускается проводить при применении дополнительных мер безопасности (дополнительного освещения, песка для устранения скольжения и других необходимых мер), которые предусматриваются в инструкции по охране труда для операторов при работе в резервуарном парке.
8.11 Для безопасной доставки проб нефти с резервуара в лабораторию их следует переносить в специальных тканевых сумках, надеваемых через плечо.
8.12 Для операторов, выполняющих измерения в соответствии с настоящими рекомендациями, начальником подразделения должна быть разработана инструкция по охране труда, которую утверждает руководитель структурного подразделения. Рекомендации должны быть доведены до исполнителей под роспись.
9.1 При выполнении измерений соблюдают следующие условия:
9.1.1 Отношение максимального (Н макс ) и минимального (Н мин ) уровня нефти наполненного и опорожненного резервуара удовлетворяет следующим требованиям:
При пределах относительной погрешности определения вместимости резервуара ± 0,1 %;
При пределах относительной погрешности определения вместимости резервуара ± 0,2 %.
9.1.2 Нефть по степени подготовки должна соответствовать требованиям .
9.2 В случае невыполнения указанных условий оператор должен сообщить о нарушениях начальнику ПСП.
При подготовке к выполнению измерений:
Обеспечивают отстой нефти после заполнения резервуара продолжительностью не менее двух часов;
Проверяют:
исправность, готовность к работе системы (средств) измерений и технических средств, чистоту сосуда для пробы;
целостность пломб и клейм.
11.1 Выполнение измерений в резервуаре, не оснащенном системой измерений количества нефти
11.1.1 Измерения уровня нефти и подтоварной воды в резервуаре
11.1.1.1 Уровень нефти измеряют уровнемерами, измерительными рулетками с грузом по ГОСТ 7502 или электронными рулетками.
Уровень подтоварной воды измеряют уровнемерами, измерительными рулетками при помощи водочувствительной ленты или пасты, электронными средствами измерений.
Уровень нефти и подтоварной воды в резервуарах допускается измерять другими техническими средствами, сертифицированными для выполнения данных операций.
11.1.1.2 Измерения уровня нефти измерительной рулеткой
Ленту рулетки до и после измерений протирают мягкой тряпкой насухо.
Проверяют базовую высоту резервуара как расстояние по вертикали от днища в точке касания груза измерительной рулетки до верхнего края измерительного люка или до риски направляющей планки измерительного люка.
Полученный результат сравнивают с известным (паспортным) значением базовой высоты, нанесенной на резервуаре.
Если базовая высота (Н б ) отличается от полученного результата не более чем на 0,1 % Н б , то измерение уровня нефти рулеткой осуществляют в следующей последовательности:
Опускают ленту рулетки с грузом медленно до касания лотом днища или опорной плиты (при наличии), не допуская отклонения лота от вертикального положения, не задевая за внутреннее оборудование, сохраняя спокойное состояние поверхности нефти и не допуская волн.
Затем рулетку поднимают строго вертикально, не допуская смещения в сторону, и берут отсчет на месте смоченной части ленты нефтью.
Измерения уровня жидкости в каждом резервуаре проводят дважды. Если результаты измерений отличаются не более чем на 1 мм, то в качестве результата измерений уровня принимают их среднее значение.
11.1.1.3 Если базовая высота (Н б ) отличается от полученного результата более чем на 0,1 % Н б , выясняют причину изменения базовой высоты и устраняют ее в кратчайшие сроки. Базовую высоту резервуара измеряют не менее чем один раз в год.
На период, необходимый для выяснения и устранения причин изменения базовой высоты, разрешается измерения уровня нефти проводить по высоте пустоты резервуара.
11.1.1.4 Определение уровня нефти по высоте пустоты резервуара с помощью измерительной рулетки
Опускают ленту рулетки с грузом медленно до погружения груза в нефть, не допуская отклонения лота от вертикального положения, не задевая за внутреннее оборудование, сохраняя спокойное состояние поверхности нефти и не допуская волн.
Первый отсчет (верхний) берут по рулетке на уровне риски планки измерительного люка. Затем рулетку поднимают строго вертикально, не допуская смещения в сторону, и берут отсчет на месте смоченной части ленты нефтью (нижний отсчет).
Отсчет по ленте рулетки проводят сразу после появления смоченной части ленты рулетки над измерительным люком с точностью до 1 мм.
Измерения высоты пустоты в каждом резервуаре проводят дважды. Если результаты измерений отличаются не более чем на 1 мм, то в качестве результата измерений уровня принимают их среднее значение.
Если полученное расхождение измерений составляет более 1 мм, то измерения повторяют еще дважды и берут среднее значение из трех наиболее близких измерений.
Высоту пустоты находят как разность верхнего и нижнего отсчетов по рулетке.
Уровень нефти в резервуаре определяют вычитанием полученного значения высоты пустоты из паспортного значения базовой высоты резервуара.
При определении уровня жидкости в резервуарах с плавающей крышей по «высоте пустоты» резервуара учитывают поправку D Н б , зависящую от разноса точек отсчета базовой высоты резервуара и уровня нефти, а также от конструктивных особенностей днища резервуара. Поправку D Н б рассчитывают по формуле
(1)
где Н ж - уровень жидкости в резервуаре, измеренный с использованием измерительного люка на крыше резервуара;
Уровень жидкости в резервуаре, измеренный с использованием измерительного люка на верхней площадке направляющей колонны.
11.1.1.5 Измерения уровня подтоварной воды в резервуарах измерительной рулеткой Измерения уровня подтоварной воды в резервуарах проводят измерительной рулеткой при помощи водочувствительной ленты или пасты в следующей последовательности:
Водочувствительную ленту в натянутом виде прикрепляют к поверхности лота с двух противоположных сторон.
Водочувствительную пасту наносят тонким слоем 0,2-0,3 мм на поверхность лота полосками с двух противоположных сторон.
Рулетку с лотом с водочувствительной пастой или с прикрепленной водочувствительной лентой при определении уровня подтоварной воды выдерживают в резервуаре неподвижно в течение 2-3 мин, когда водочувствительный слой полностью растворится и грань между слоями воды и нефти будет резко выделена.
Измерения уровня подтоварной воды в резервуаре проводят дважды. Если результаты измерений отличаются не более чем на 1 мм, то в качестве результата измерений уровня принимают их среднее значение.
Измерения уровня подтоварной воды повторяют, если на ленте или пасте она обозначена 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 нефтью и свидетельствует о наличии водоэмульсионного слоя. В этом случае измерения повторяют после отстоя и расслоения эмульсии.
11.1.2 Определение фактического объема нефти в резервуаре
11.1.2.1 Общий объем нефти в резервуаре и объем подтоварной воды определяют по градуировочной таблице на конкретный резервуар.
Фактический объем нефти в резервуаре вычисляют по формуле
V н = V 0 + (2a ст + a s )(t ст - 20)], (2)
где V 0 - объем нефти в резервуаре по градуировочной таблице, м 3 ;
a ст - температурный коэффициент линейного расширения материала стенки резервуара, значение которого принимают равным 12,5 × 10 -6 1/°С;
a s - температурный коэффициент линейного расширения материала средства измерений уровня, значение которого при измерениях уровня рулеткой из нержавеющей стали a s принимают равным 12,5 × 10 -6 1/°С. При измерениях уровня нефти рулеткой по высоте пустоты резервуара, а также при измерениях уровня нефти уровнемерами принимают a s = 0;
t ст - температура стенки резервуара, принимаемая равной температуре нефти в резервуаре.
Объем нефти в резервуаре по градуировочной таблице, м 3 , вычисляют по формуле
V 0 = V ж - V в , (3)
где V ж - объем жидкости (нефть и подтоварная вода), определяемый по градуировочной таблице резервуара, составленной при температуре 20 °С по ГОСТ 8.570 , м 3 ;
V в - объем подтоварной воды в резервуаре, определяемый по градуировочной таблице резервуара, составленной при температуре 20 °С по ГОСТ 8.570 , м 3 .
11.1.2.2 При выполнении измерений массы нефти в резервуарах с понтоном или плавающей крышей учитывают поправку на изменение уровня жидкости D V ж , м 3 , обусловленное влиянием понтона или плавающей крыши.
Соответственно, при определении объема нефти в указанных резервуарах используют объем жидкости с поправкой , определяемый по формуле
(4)
Для резервуаров с понтоном поправку на изменение объема жидкости вычисляют по формуле
(5)
где М понт - масса понтона, взятая из паспорта резервуара, кг;
r изм - плотность нефти в резервуаре в условиях измерения объема нефти, кг/м 3 ;
r град - плотность жидкости, применяемая в расчетах вместимости резервуара при его градуировке, кг/м 3 ; значение r град должно быть приведено в градуировочной таблице на резервуар.
Для резервуаров с плавающей крышей поправку на изменение объема жидкости вычисляют по формуле
где D h - поправка на изменение уровня жидкости, мм;
D п.н - диаметр плавающей крыши, мм;
D 1 ,..., D п - диаметры отверстий в плавающей крыше, мм;
N - число отверстий.
Значение p принимают равным 3,1416.
Значения h град , D п.н , D 1 ,..., D п берут из протокола градуировки резервуара.
Поправку на изменение уровня жидкости, мм, вычисляют по формуле
D h = h изм - h град . (7)
где h изм - расстояние по вертикали от риски измерительного люка на плавающей крыше до уровня нефти при условиях измерения уровня, мм;
h град - расстояние по вертикали от риски измерительного люка на плавающей крыше до уровня нефти, учитываемое при градуировке резервуара, мм;
11.1.2.3 Значение объема нефти в резервуаре, приведенное к стандартным условиям, вычисляют:
Для стандартной температуры 15 °С (V н 15 ) - по формуле
V н 15 = V н × CTL v , (8)
Для стандартной температуры 20 °С (V н 20 ) - по формуле
(9)
где CTL v и CTL 20-15 - поправочные коэффициенты, вычисляемые по формулам:
CTL v = ехр[-b 15 × D t v (1 + 0,8b 15 × D t v ] (10)
CTL 20-15 = ехр[-b 15 × 5(1 + 0,8b 15 × 5], (11)
где 
- коэффициент
объемного расширения нефти при температуре 15 °С (r
15
- значение плотности нефти при температуре 15 °С);
D t v = t v - 15 - отклонение температуры нефти при измерении объема нефти от стандартной температуры 15 °С.
11.1.3 Определение плотности нефти в резервуаре
Плотность нефти измеряют плотномером в соответствии с инструкцией по эксплуатации на данный тип или по ГОСТ 3900 с учетом , или по с учетом систематической погрешности, определенной по по объединенной пробе нефти, отобранной из резервуара в соответствии с ГОСТ 2517 . Значения плотности приводят к температуре измерения объема нефти в резервуаре и к стандартным условиям в соответствии с или .
11.1.4 Определение температуры нефти в резервуаре
Среднюю температуру нефти в резервуаре определяют с помощью стационарных преобразователей температуры или преобразователя температуры в составе электронной рулетки в соответствии с требованиями инструкции по эксплуатации одновременно с измерениями уровня или вручную путем ее измерений при отборе точечных проб.
При отборе объединенной пробы стационарными пробоотборниками в один прием по ГОСТ 2517 определяют среднюю температуру нефти путем измерений температуры этой пробы термометром.
При отборе точечных проб температуру нефти в пробе определяют в течение 1-3 мин после отбора пробы, при этом переносной пробоотборник выдерживают на уровне отбираемой пробы в течение не менее пяти минут. Термометр погружают в нефть на глубину, указанную в техническом паспорте на данный термометр, и выдерживают в пробе до принятия столбиком ртути постоянного положения.
Среднюю температуру нефти рассчитывают по температуре точечных проб, используя соотношение для составления объединенной пробы из точечных по ГОСТ 2517 .
11.1.5 Определение массы брутто нефти в резервуаре
Массу брутто нефти в тоннах вычисляют по формуле
М бр = V н × r н × 10 -3 , (12)
где r н - плотность нефти при температуре измерений объема в резервуаре, кг/м 3 ;
V н - фактический объем нефти в резервуаре, м 3 , вычисленный по формуле ().
11.1.6 Определение массы брутто нефти при откачке из резервуара
При откачке нефти из резервуара массу сданной нефти определяют как разность первоначальной массы и массы остатка.
Массу сданной нефти М сд вычисляют по формуле
М сд = М н 1 - М н 2 , (13)
где М н 1 - масса нефти до начала откачки, вычисленная по формуле (), т;
М н 2 - масса остатка нефти, вычисленная после откачки нефти из резервуара по формуле (), т.
11.1.7 Определение массы брутто нефти при закачке нефти в резервуар
При закачке нефти в резервуар массу принятой нефти М пр вычисляют по формуле
М пр = М бр 2 - М бр 1 . (14)
где М бр 1 - масса нефти до начала закачки нефти в резервуар, вычисляемая по формуле (), т;
М бр 2 - масса остатка нефти, вычисляемая по окончании процесса закачки по формуле (), т.
11.1.8 Определение массы нетто нефти в резервуаре
Массу нетто нефти М н , т, вычисляют как разность массы брутто нефти М , т, и массы балласта т, т, по формуле
(15)
где W в - массовая доля воды в нефти, %;
W м.п - массовая доля механических примесей в нефти, %;
W х.с - массовая доля хлористых солей в нефти, %, вычисляемая по формуле
где j х.с - концентрация хлористых солей в нефти, мг/дм 3 ;
r v - плотность нефти при условиях измерений объема нефти, кг/м 3 .
Если измеряют не массовую, а объемную долю воды в нефти, то массовую долю вычисляют по формуле
где j в - объемная доля воды в нефти, %;
r в - плотность воды, кг/м 3 (принимают равной 1000 кг/м 3).
11.2 При автоматизированных измерениях массы нефти в мерах вместимости уровень нефти измеряют уровнемером, входящим в состав автоматизированной системы учета. Плотность нефти определяют по каналу измерений плотности АСУ или по объединенной пробе нефти, отобранной по ГОСТ 2517 . Температуру нефти измеряют автоматически, используя канал измерений температуры автоматизированной системы учета.
12.1 При применении системы измерений количества нефти обработка результатов измерений и необходимые расчеты объема и массы нефти проводятся системой обработки информации автоматически (с учетом данных, введенных оператором вручную). Допускается проводить обработку результатов вручную.
12.2 Алгоритмы и программы обработки данных результатов измерений должны быть аттестованы в порядке, установленном .
13.1 Протоколы измерений, выполненных измерительными компонентами системы измерений количества нефти, хранят в распечатанном виде в деле. Форма протоколов - согласно установленной в компьютерной программе системы.
13.2 Результаты измерений, выполненных переносными средствами измерений, фиксируют в журнале регистрации результатов измерений, формы которых приведены в приложении .
13.3 На основании журналов регистрации результатов измерений оформляют акт приема-сдачи нефти.
14.1 Средства измерений, применяемые при измерениях, должны иметь сертификат об утверждении типа.
14.2 Средства измерений, применяемые при измерениях, должны быть поверены. Периодичность поверки - не реже одного раза в год.
14.3 Периодическую поверку резервуаров проводят не реже одного раза в пять лет.
Таблица А.1 - Форма журнала для резервуаров типов РВС, ЖБР, ЖБРП
|
Номер п.п. |
Дата |
Время |
Проверка базовой высоты |
Температура нефти в резервуаре, °С |
Уровень, мм |
Объем нефти по градуировочной таблице, м 3 |
Плотность нефти, кг/м 3 , приведенная |
|||
|
Н б.изм , мм |
d Н б.изм , мм |
жидкости |
подтоварной воды |
к условиям измерения объема |
||||||
Окончание таблицы А.1
|
Масса брутто, т |
Масса нетто, т |
|||||||
|
принятой в резервуар |
сданной из резервуара |
W м.в |
W м.п |
W х.с |
принятой в резервуар |
сданной из резервуара |
||
Таблица А.2 - Форма журнала для резервуаров типов РВСП, РВСПК, ЖБРПК
|
Номер п.п. |
Дата |
Время |
Проверка базовой высоты |
Температура нефти в резервуаре, °С |
Уровень, мм |
Объем нефти по градуировочной таблице, м 3 |
Плотность нефти, кг/м 3 , приведенная |
Определение поправки |
||||
|
Н б.изм , мм |
d Н б.изм , мм |
жидкости |
подтоварной воды |
к условиям измерения объема |
к стандартной температуре (указать) |
D h |
D V |
|||||
Окончание таблицы А.2
|
Объем нефти с учетом поправки, м 3 |
Масса брутто, т |
Значения показателей балласта |
Масса нетто, т |
Фамилия, инициалы оператора, личная подпись |
|||||
|
в резервуаре на текущий момент |
принятой в резервуар |
сданной из резервуара |
W м.в |
W м.п |
W х.с |
принятой в резервуар |
сданной из резервуара |
||
Для примера выбран резервуар типа РВСПК-50000, при этом измерения уровня жидкости и подтоварной воды выполняют измерительной рулеткой с грузом, а измерения температуры нефти в резервуаре - стационарной многоточечной системой.
Б.1 Измерение уровня нефти и подтоварной воды
Б.1.1 Проверка базовой высоты резервуара
Результат измерения Н изм = 20629 мм.
Значение базовой высоты, приведенное в градуировочной таблице резервуара Н б = 20634 мм.
Относительное отклонение полученного результата измерения не превышает 0,1 % от значения базовой высоты, приведенного в градуировочной таблице резервуара.
Б.1.2 Определение уровня жидкости в резервуаре
d H 1 , d H 2 - относительные погрешности измерений уровней нефти в резервуаре до отпуска нефти из резервуара и после отпуска нефти из резервуара соответственно, %;
D Т v 1 , D Т r 1 t v 1 , t r 1 до отпуска нефти из резервуара, °С;
D Т v 2 , D Т r 2 - абсолютные погрешности определений температур нефти в резервуаре t v 2 , t r 2 после отпуска нефти из резервуара, °С;
G 1 , G 2 - коэффициенты, вычисляют по формулам:
(В.2)
где b - коэффициент объемного расширения нефти 1/°С;
t v 1 , t v 2 - температуры нефти при измерении ее объема до отпуска нефти из резервуара и после отпуска нефти из резервуара, соответственно, °С;
t r 1 , t r 2 - температуры нефти при измерении ее плотности до отпуска нефти из резервуара и после отпуска нефти из резервуара, соответственно, °С.
Относительные погрешности измерений уровней нефти в резервуаре d H 1 , d H 2 , %, вычисляют по формулам:
(В.3)
где - абсолютная погрешность измерений уровней нефти, мм;
Значения уровней нефти в резервуаре, измеренных до отпуска нефти из резервуара и после отпуска нефти из резервуара, соответственно, мм.
Пределы относительной погрешности измерений массы нетто нефти в процентах вычисляют по формуле
(В.4)
где D W м.в - абсолютная погрешность измерения массовой доли воды в нефти, %;
D W м.п - абсолютная погрешность измерения массовой доли механических примесей в нефти, %;
D W х.с - абсолютная погрешность измерения массовой доли хлористых солей в нефти, %. Абсолютные погрешности измерений массовых долей воды, механических примесей и хлористых солей в нефти вычислены в соответствии с приложением Г.
Абсолютные погрешности определений массовых долей воды и механических примесей, %, вычисляют в соответствии с . Для доверительной вероятности Р = 0,95 и двух измерений соответствующего показателя качества нефти абсолютную погрешность его измерений вычисляют по формуле ГОСТ 21534 Государственная система обеспечения единства измерений. Определение и применение показателей прецизионности методов испытаний нефтепродуктов
Ключевые слова : масса, масса брутто товарной нефти, масса балласта, масса нетто товарной нефти, методика выполнения измерений, объем, вертикальный резервуар, уровнемер, погрешность, уровень, градуировка, поверка, температура, плотность, давление
