ГОСТ 26976-86
Группа Б09
ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ СОЮЗА ССР
НЕФТЬ И НЕФТЕПРОДУКТЫ
Методы измерения массы
Oil and petroleum products.
Methods of mass measurement
Дата введения 1987-01-01
РАЗРАБОТАН Миннефтепромом СССР, Госкомнефтепродуктом СССР и Минприбором СССР
ИСПОЛНИТЕЛИ
А.С. Апракин, А.Ш. Фатхутдинов, Ф.Ф. Хакимов, Л.И. Вдовыченко, В.С. Берсенев, В.А. Надеин, В.Г. Володин, Н.Н. Хазиев, Е.В. Золотов, А.Г. Иоффе, Б.К. Насокин, Б.М. Прохоров
ВНЕСЕН Министерством нефтяной промышленности СССР
Член Коллегии Ю.Н. Байдиков
УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ постановлением Государственного комитета СССР по стандартам от 26 августа 1986 г. № 2495
ВЗАМЕН ГОСТ 8.370-80 и ГОСТ 8.378-80
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.
2.1. 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 условиях (температура и давление), определяют массу брутто продукта как произведение значений этих величин, а затем вычисляют массу нетто продукта.
2.3.1.2. Плотность продукта измеряют поточными плотномерами или ареометрами для нефти в объединенной пробе, а температуру продукта и давление при условиях измерения плотности и объема соответственно термометрами и манометрами.
2.3.1.3. Определение массы нетто продукта
При определении массы нетто продукта определяют массу балласта. Для этого измеряют содержание воды и концентрацию хлористых солей в нефти и рассчитывают их массу.
Массу механических примесей определяют, принимая среднюю массовую долю их в нефти по ГОСТ 9965-76.
Содержание воды в нефти и концентрацию хлористых солей измеряют, соответственно, поточными влагомерами и солемерами или определяют по результатам лабораторных анализов объединенной пробы нефти.
2.3.1.4. В зависимости от способа измерений объема продукта объемно-массовый метод подразделяют на динамический и статический.
Динамический метод применяют при измерении массы продукта непосредственно на потоке в нефтепродуктопроводах. При этом объем продукта измеряют счетчиками или преобразователями расхода с интеграторами.
Статический метод применяют при измерении массы продукта в градуированных емкостях (вертикальные и горизонтальные резервуары, транспортные емкости и т. п.).
Объем продукта в резервуарах определяют с помощью градуировочных таблиц резервуаров по значениям уровня наполнения, измеренным уровнемером, метроштоком или металлической измерительной рулеткой. В емкостях, градуированных на полную вместимость, контролируют уровень наполнения и определяют объем по паспортным данным.
2.3.2. Гидростатический метод
2.3.2.1. При применении гидростатического метода измеряют гидростатическое давление столба продукта, определяют среднюю площадь заполненной части резервуара и рассчитывают массу продукта как произведение значений этих величин, деленное на ускорение силы тяжести.
Массу отпущенного (принятого) продукта определяют двумя методами:
как разность масс, определенных в начале и в конце товарной операции вышеизложенным методом;
как произведение разности гидростатических давлений в начале и в конце товарной операции на среднюю площадь сечения части резервуара, из которого отпущен продукт, деленное на ускорение силы тяжести.
2.3.2.2. Гидростатическое давление столба продукта измеряют манометрическими приборами с учетом давления паров продукта.
2.3.2.3. Для определения средней площади сечения части резервуара металлической измерительной рулеткой или уровнемером измеряют уровни продукта в начале и в конце товарной операции и по данным градуировочной таблицы резервуара вычисляют соответствующие этим уровням средние площади сечения.
Допускается вместо измерения уровня измерять плотность продукта по п. 2.3.1.2 и определять:
уровень налива для определения средней площади сечения как частного от деления гидростатического давления на плотность;
объем нефти для определения массы балласта как частного от деления массы на плотность.
2.4. Математические модели прямых методов и их погрешностей приведены в ГОСТ 8.424-81.
Математические модели косвенных методов и их погрешностей приведены в обязательном приложении 2.
Примеры вычислений массы продукта и оценки погрешностей методов приведены в справочном приложении 3.
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.
3.1. 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
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
1. Модель объемно-массового динамического метода
где - масса продукта, кг;
Объем продукта, м;
- плотность продукта, кг/м;
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
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
где - объемы продукта, соответственно, в начале и конце товарной операции, определяемые по градуировочной таблице резервуара, м;
Средние плотности продукта, соответственно, в начале и в конце товарной операции, кг/м;
Коэффициент линейного расширения материала стенок резервуара, 1/°C;
Разность температур стенок резервуара при измерении объема () и при градуировке () °С.
2.1. Модель погрешности метода
где - уровень продукта в емкости, м;
Абсолютная погрешность измерения уровня наполнения продукта, м;
Относительная погрешность градуировки резервуара, %.
3. Модель гидростатического метода
где - средние значения площади сечения резервуара, соответственно, в начале и в конце товарной операции, м, определяемые
как (- объем продукта, м, - уровень наполнения емкости, м);
Среднее значение площади сечения части резервуара, на которой отпущен продукт, м;
- ускорение свободного падения, м/с;
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 - 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:
При применении гидростатического метода измерений массы:
где - масса нефти нетто, кг;
Масса балласта, кг;
- объемная доля воды в нефти, %;
Плотность воды, кг/м;
Концентрация хлористых солей, кг/м;
Нормированная массовая доля механических примесей в нефти, %.
4.1. Модели погрешности методов
для формулы (9)
для формулы (10)
где - абсолютная погрешность измерения плотности воды, кг/м;
Абсолютная погрешность измерения содержания воды, % объемных;
- абсолютная погрешность измерения концентрации хлористых солей, кг/м.
Примечание. Погрешности измерения параметров в моделях погрешностей методов не учитывают ввиду их малого влияния.
ПРИЛОЖЕНИЕ 3
Справочное
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) = ±0,2%;
поточный плотномер с абсолютной погрешностью = ±1,3 кг/м;
термометры с абсолютной погрешностью = ±0,5 °C;
манометры класса I с верхним пределом диапазона измерения = 10 МПа.
1.2. Измеренный объем продукта = 687344 м.
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/м.
1.4. По справочникам определяют:
коэффициент объемного расширения продукта = 8·10 1/°C;
коэффициент сжимаемости продукта от давления = 1,2·10 1/МПа.
1.5. Массу прошедшего по трубопроводу продукта вычисляют по формуле (1)
кг тыс. т.
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
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:
ареометр для нефти (нефтеденсиметр) с абсолютной погрешностью = 0,5 кг/м;
термометры с абсолютной погрешностью = ±1 °C.
Обработка результатов измерений производится на ЭВМ с относительной погрешностью = ±0,1%.
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 °C -= 787 кг/м;
средняя температура продукта в резервуаре = 34 °C;
температура окружающего воздуха = -12 °C.
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 °C -= 781 кг/м;
средняя температура продукта в резервуаре = 32 °C;
температура окружающего воздуха = -18 °C.
2.4. По справочникам определяют:
коэффициент линейного расширения материала стенок резервуара
коэффициент объемного расширения продукта
2.5. По градуировочной таблице резервуара определяют:
объем продукта в резервуаре перед отпуском = 10673,7 м;
объем продукта в резервуаре после отпуска = 1108,2 м;
2.6. Вычисляют температуру стенок резервуара:
перед отпуском продукта
после отпуска продукта
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:
2.9. При определении погрешности метода учитывают, что она достигает максимума при максимальном для данного резервуара значении , 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 (следовательно, = 4 м) и = -10 °С.
2.9.2. По градуировочной таблице резервуара определяют объемы, соответствующие уровням п. 2.9.1:
М, м и м.
2.9.3. Для расчета погрешности определяют значения
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 м, отградуированный с относительной погрешностью = ±0,1% при температуре = 18 °C;
уровнемер с абсолютной погрешностью = ±12 мм;
дифференциальный манометр с относительной поргешностью = ±0,25%.
Обработка результатов измерений производится на ЭВМ с относительной погрешностью = ±0,1%.
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 = 9,815 м/с.
3.4. По градуировочной таблице резервуара определяют:
объем продукта перед отпуском = 10581,4 м;
объем продукта после отпуска = 1297,1 м.
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/м.
3.6. Массу отпущенного продукта вычисляют по формуле (5) или (6), соответственно:
кг тыс. т.
кг тыс. т.
3.7. При определении погрешности метода учитывают, что она достигает максимума при максимальном для данного резервуара значении , указанного в паспорте на резервуар, а также при минимальном значении отпущенного продукта и его максимальной плотности , которые должны указываться в МВИ.
3.7.1. В рассматриваемом случае, например, используют резервуар с = 12 м и заданными = 7000 т и = 860 кг/м.
3.7.2. По градуировочной таблице резервуара определяют объем = 11112,1 м, соответствующий , рассчитывают минимальное изменение объема и максимальное значение объема :
По градуировочной таблице резервуара определяют уровень = 3,25 м, соответствующий .
3.8. Для расчета погрешности определяют
максимальное значение давления столба продукта перед отпуском:
после отпуска:
среднее значение площади сечения резервуара, соответствующее и :
относительную погрешность измерения разности давлений
3.9. Погрешность гидростатического метода определяют по формуле (7) или (8) приложения 2, соответственно:
Примечание. В данных расчетах за погрешность и принимается погрешность градуировки резервуара , равная 0,1%, так как погрешность измерения уровня при применении метода градуировки по ГОСТ 8. 380-80 не оказывает существенного влияния на погрешность измерения площадей.
4. Методы измерения массы нефти нетто
4.1. При измерении массы 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 = ±18 % (по объему),
солемер с абсолютной погрешностью = ±0,25 кг/м,
ареометр для измерения плотности воды с абсолютной погрешностью = 0,5 кг/м.
4.3. По результатам измерений за время отпуска продукта вычисляют следующие параметры (средние арифметические значения):
объемную долю воды в нефти = 0,7 % (по объему);
концентрацию хлористых солей в нефти = 1,2 кг/м;
плотность воды, содержащейся в нефти = 1050 кг/м.
4.4. Массовая доля механических примесей в нефти принимается равной предельному значению по ГОСТ 9965-76, = 0,05 % (по массе).
4.5. При применении объемно-массового метода (см. п. 1) массу нефти нетто определяют по формуле (9) приложения 2:
кг тыс. т.
4.6. При применении гидростатического метода (см. п. 3) предварительно определяют:
Массу нефти в этом случае определяют по формуле (10) приложения 2:
Кг тыс. т.
4.7. При определении погрешностей методов учитывается, что они достигают максимума при максимально допускаемых значениях плотности воды содержания воды и концентрации хлористых солей в нефти, при максимальном превышении температуры над температурой и минимально допускаемом значении плотности нефти , которые должны указываться в МВИ.
4.7.1. В рассматриваемом случае, например, в МВИ заданы:
кг/м и °С.
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, одноко требуется определить погрешность косвенного измерения объема , 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:
Текст документа сверен по
официальное издание
Госстандарт СССР -
М.: Издательство стандартов, 1986
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
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.
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.
Цель работы: изучение методов определения плотности нефти, определение плотности нефти при температуре опыта и пересчете результатов на плотность при температуре 20ºС и 15ºС. ГОСТ 3900-85 «Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности», ГОСТ Р 8599-2003 «Плотность и объем нефти. Таблицы коэффициентов пересчета плотности и массы».
I. Теоретическая часть
Плотность – не основной параметр для оценки качества нефтепродуктов и лишь в известной степени характеризует их состав, однако она имеет большое практическое значение при определении качества нефтей и нефтепродуктов по объему при учетно-расчетных операциях. Учет количества в объемных единицах не совсем удобен, так как объем жидкости зависит от температуры, которая может изменяться в широких пределах. Зная объем и плотность, можно при отпуске, приме и учете нефти и нефтепродуктов выражать их количество в массовых единицах.
Плотность входит составной частью в различные константы, характеризующие химический состав и свойства нефтепродуктов. Для некоторых продуктов – топлив для реактивных двигателей, мазутов, газотурбинных топлив, осветительных керосинов, бензинов-растворителей, авиационных и дизельных масел – плотность является нормируемым показателем.
Плотностью называется количество покоящейся массы, заключенной в единице объема.
Единицей плотности в системе СИ является кг/м 3 .
Удельный вес нефти - отношение веса нефти к его объему. Единицей удельного веса в системе СИ является Н/м 3 .
Плотность вещества и его удельный вес часто численно совпадают, однако нельзя забывать, что физический смысл этих величин различен.
В исследовательской практике определяется относительная плотность нефтепродуктов.
Относительной плотностью называется отношение плотности нефти или нефтепродукта при 20°С к плотности дистиллированной воды (эталонного вещества) при 4°С, то есть отношение массы нефти или нефтепродукта при 20°С к массе такого же объема дистиллированной воды при 4°С. Относительную плотность обозначают .
Плотность нефти и нефтепродукта зависит от температуры. С повышением температуры их плотность снижается. Зависимость плотности от температуры основана на линейном законе, выраженном формулой Менделеева:
,
где - относительная плотность при температуре анализа;
Относительная плотность при 20°С;
γ - средняя температурная поправка плотности на 1°С;
t - температура, при которой проводится анализ, °С.
Температурную поправку рассчитывают по формуле:
Значения поправки γ приведены в таблице 1.
Таблица 1
Средние температурные поправки γ плотности на 1°С для нефтей и
нефтепродуктов
| Плотность | Поправка γ | Плотность | Поправка γ |
| 0,6900-0,6999 | 0,000910 | 0,8500-0,8599 | 0,000699 |
| 0,7000-0,7099 | 0,000897 | 0,8600-08699, | 0,000686 |
| 0,7100-0,7199 | 0,000884 | 0,8700-0,8799 | 0,000673 |
| 0,7200-0,7299 | 0,000870 | 0,8800-0,8899 | 0,000660 |
| 0,7300-0,7399 | 0,000857 | 0,8900-0,8999 | 0,000647 |
| 0,7400-0,7499 | 0,000844 | 0,9000-0,9099 | 0,000633 |
| 0,7500-0,7599 | 0,000831 | 0,9100-0,9199 | 0,000620 |
| 0,7600-0,7699 | 0,000818 | 0,9200-0,9299 | 0,000607 |
| 0,7700-0,7779 | 0,000805 | 0,9300-0,9399 | 0,000594 |
| 0,7800-0,7899 | 0,000792 | 0,9400-0,9499 | 0,000581 |
| 0,7900-0,7999 | 0,000778 | 0,9500-0,9599 | 0,000567 |
| 0,8000-0,8099 | 0,000765 | 0,9600-0,9699 | 0,000554 |
| 0,8100-0,8199 | 0,000752 | 0,9700-0,9799 | 0,000541 |
| 0,8200-0,8299 | 0,000738 | 0,9800-0,9899 | 0,000528 |
| 0,8300-0,8399 | 0,000725 | 0,9900-1,0000 | 0,000515 |
| 0,8400-0,8499 | 0,000712 |
Плотность ρ t нефтепродуктов в пределах температуры t = 20-250 °С можно определить по формуле Мановяна:
В США и Англии относительную плотность определяют при одинаковой температуре анализируемого вещества и воды, равной 15,5556 °С (60 °F). Относительную плотность при 20 °С в этом случае рассчитывают по формуле:
.
Экспериментально плотность нефти (нефтепродукта) определяют одним из трех стандартных методов: ареометром (нефтеденсиметром), гидростатическими весами Вестфаля-Мора (рис. 1), и пикнометром (рис. 2). Из них наиболее быстрым является ареометрический метод, а наиболее точным – пикнометрический. Преимуществом пикнометрического метода также является использование сравнительно малых количеств анализируемой пробы. Определение относительной плотности нефти и нефтепродуктов производится пикнометрическим методом с использованием пикнометров типа ПЖ-1, ПЖ-2, ПЖ-3 (ГОСТ 22521) по ГОСТ 3900-85. Метод основан на определении отношения массы испытуемого продукта к массе воды, взятой в том же объеме и при той же температуре. Так как за единицу массы принимается масса 1 см 3 воды при температуре 4ºС, то плотность, выраженная в г/см 3 , будет численно равна плотности по отношению к воде при температуре 4ºС ().
Плотность большинства нефтей в среднем колеблется от 0,8 до 0,9 г/см 3 . Высоковязкие смолистые нефти имеют плотность близкую к единице. На величину плотности нефти оказывает существенное влияние наличие растворенных газов, фракционный состав нефти и количество растворенных веществ в ней. Плотности последовательных фракций нефти плавно увеличиваются. Плотность узких фракций нефти зависит также от химического состава. Для углеводородов средних фракций нефти с одинаковым числом углеродных атомов плотность возрастает для представителей разных классов в следующем порядке: нормальные алканы → нормальные алкены → изоалканы → изоалкены → алкилциклопентаны → алкилциклогексаны → алкилбензолы → алкилнафталины.
Для бензиновых фракций плотность заметно увеличивается с увеличением количества бензола и его гомологов. Для некоторых нефтепродуктов плотность является нормируемым показателем качества, она входит также составной частью в различные комбинированные константы и расчетные формулы.
Рис. 1. Весы Вестфаля-Мора:
2. термометр;
