ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ СОЮЗА ССР

НЕФТЬ И НЕФТЕПРОДУКТЫ

МЕТОДЫ ИЗМЕРЕНИЯ МАССЫ

ГОСТ

Petroleum and petroleum products.

Methods of mass measurement

1. Общие положения

2. Методы измерений

3. Погрешности методов измерения

Приложение 1. Термины, применяемые в стандарте, и пояснения к ним

Приложение 2. Математические модели косвенных методов измерений массы и их погрешностей

Приложение 3. Примеры вычислений массы продукта и оценки погрешностей методов

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Стандарт регламентирует методы измерений массы брутто и массы нетто продуктов.

Основным методом при поставках на экспорт и коммерческих операциях по нефти и нефтепродуктам, кроме мазутов, битумов и пластичных смазок, является динамический метод с применением счетчиков (расходомеров).

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

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

2. МЕТОДЫ ИЗМЕРЕНИЙ

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

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

2.3. Косвенные методы подразделяют на объемно-массовый и гидростатический.

2.3.1. Объемно-массовый метод

2.3.1.1. При применении объемно-массового метода измеряют объем и плотность продукта при одинаковых или приведенных к одним условиям (температура и давление), определяют массу брутто продукта, как произведение значений этих величин, а затем вычисляют массу нетто продукта.

2.3.1.2. Плотность продукта измеряют поточными плотномерами или ареометрами для нефти в объединенной пробе, а температуру продукта и давление при условиях измерения плотности и объема соответственно термометрами и манометрами.

2.3.1.3. Определение массы нетто продукта

При определении массы нетто продукта определяют массу балласта . Для этого измеряют содержание воды и концентрацию хлористых солей в нефти и рассчитывают их массу.

Массу механических примесей определяют, принимая среднюю массовую долю их в нефти по ГОСТ 9965-76 .

2.3.1.4. В зависимости от способа измерений объема продукта объемно-массовый метод подразделяют на динамический и статический.

Динамический метод применяют при измерении массы продукта непосредственно на потоке в нефтепродуктопроводах. При этом объем продукта измеряют счетчиками или преобразователями расхода с интеграторами.

Статический метод применяют при измерении массы продукта в градуированных емкостях (вертикальные и горизонтальные резервуары, транспортные емкости и т. п.).

Объем продукта в резервуарах определяют с помощью градуировочных таблиц резервуаров по значениям уровня наполнения, измеренным уровнемером, метроштоком или металлической измерительной рулеткой. В емкостях, градуированных на полную вместимость, контролируют уровень наполнения, и определяют объем по паспортным данным.

2.3.2. Гидростатический метод

2.3.2.1. При применении гидростатического метода измеряют гидростатическое давление столба продукта, определяют среднюю площадь заполненной части резервуара и рассчитывают массу продукта, как произведение значений этих величин, деленное на ускорение силы тяжести.

Массу отпущенного (принятого) продукта определяют двумя методами:

как разность масс, определенных в начале и в конце товарной операции вышеизложенным методом;

как произведение разности гидростатических давлений в начале и в конце товарной операции на среднюю площадь сечения части резервуара, из которого отпущен продукт, деленное на ускорение силы тяжести.

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

2.3.2.3. Для определения средней площади сечения части резервуара металлической измерительной рулеткой или уровнемером измеряют уровни продукта в начале и в конце товарной операции и по данным градуировочной таблицы резервуара вычисляют соответствующие этим уровням средние площади сечения.

Допускается вместо измерения уровня измерять плотность продукта по п. 2.3.1.2 и определять:

уровень налива для определения средней площади сечения, как частного от деления гидростатического давления на плотность;

объем нефти для определения массы балласта, как частного от деления массы на плотность.

2.4. Математические модели прямых методов и их погрешностей приведены в МИ 1953-88.

Математические модели косвенных методов и их погрешностей приведены в обязательном приложении 2 .

Примеры вычислений массы продукта и оценки погрешностей методов приведены в справочном приложении 3 .

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

3. ПОГРЕШНОСТИ МЕТОДОВ ИЗМЕРЕНИЯ

3.1. Пределы относительной погрешности методов измерения массы должны быть не более:

при прямом методе:

± 0,5 % - при измерении массы нетто нефтепродуктов до 100 т, а также массы нетто битумов;

± 0,3 % - при измерении массы нетто пластических смазок;

при объемно-массовом динамическом методе:

± 0,25 % - при измерении массы брутто нефти;

± 0,35% - при измерении массы нетто нефти;

± 0,5 % - при измерении массы нетто нефтепродуктов от 100 т и выше;

± 0,8 % - при измерении массы нетто нефтепродуктов до 100 т и отработанных нефтепродуктов;

при объемно-массовом статическом методе:

± 0,5% - при измерении массы нетто нефти, нефтепродуктов от 100 т и выше, а также массы нетто битумов;

± 0,8% - при измерении массы нетто нефтепродуктов до 100 т и отработанных нефтепродуктов;

при гидростатическом методе:

± 0,5 % - при измерении массы нетто нефти, нефтепродуктов от 100 т и выше;

± 0,8 % - при измерении массы нетто нефтепродуктов до 100 т и отработанных нефтепродуктов.

ПРИЛОЖЕНИЕ 1

Справочное

ТЕРМИНЫ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ В СТАНДАРТЕ, И ПОЯСНЕНИЯ К НИМ

Масса брутто - масса нефти и нефтепродуктов, показатели качества которых соответствуют требованиям нормативно-технической документации.

Масса балласта - общая масса воды, солей и механических примесей в нефти или масса воды в нефтепродуктах.

Масса нетто - разность масс брутто и массы балласта.

ПРИЛОЖЕНИЕ 2

Обязательное

МАТЕМАТИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ КОСВЕННЫХ МЕТОДОВ ИЗМЕРЕНИЙ МАССЫ И ИХ ПОГРЕШНОСТЕЙ

1. Модель объемно-массового динамического метода

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

1.1. Модель погрешности метода

, (2)

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

2. Модель объемно-массового статического метода

	Объемы продукта, соответственно, в начале и конце товарной операции, определяемые по градуировочной таблице резервуара, м3;
	Средние плотности продукта, соответственно, в начале и в конце товарной операции, кг/м3;
	Коэффициент линейного расширения материала стенок резервуара, 1°С;
	Разность температур стенок резервуара при измерении объема (tv) и при градуировке (tгр), °С.

2.1. Модель погрешности метода

3. Модель гидростатического метода

(5) или (6)

	Средние значения площади сечения резервуара, соответственно в начале и в конце товарной операции, м2, определяемые как - (V - объем продукта, м3, Н - уровень наполнения емкости, м);
	Среднее значение площади сечения части резервуара, из которой отпущен продукт, м2;
	Ускорение свободного падения, м/с2;
	Давление продукта в начале и в конце товарной операции, Па;
	Разность давлений продукта в начале и в конце товарной операции, Па.

3.1. Модель погрешности метода

для формулы (5)

для формулы (6)

где ΔSi, ΔSi +1	Относительные погрешности измерения сечения резервуара, соответственно, в начале и в конце товарной операции, %;
ΔРi, ΔPi+1	Относительные погрешности измерения давлений, соответственно, в начале и в конце товарной операции, %;
	Относительная погрешность измерения разности давлений ξР, %;
	Относительная погрешность измерения среднего значения площади сечении резервуара, из которой отпущен продукт, %.

4. Модели измерения массы нетто нефти

При применении объемно-массового метода измерения массы:

При применении гидростатического метода измерений массы:

, (10)

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

4.1. Модели погрешности методов

для формулы (9)

(11)

для формулы (10)

Примечание. Погрешности измерения параметров β, γ, δр,α, , в моделях погрешностей методов не учитывают ввиду их малого влияния.

ПРИЛОЖЕНИЕ 3

Справочное

ПРИМЕРЫ ВЫЧИСЛЕНИЙ МАССЫ ПРОДУКТА И ОЦЕНКИ ПОГРЕШНОСТЕЙ МЕТОДОВ

1. Объемно-массовый динамический метод

1.1. При применении объемно-массового динамического метода применяют следующие средства измерений:

турбинный счетчик с пределами допускаемых значений относительной погрешности (в дальнейшем погрешностью) ΔV=±0,2%;

поточный плотномер с абсолютной погрешностью δρ =±1,3 кг/м3;

термометры с абсолютной погрешностью Δt ±0,5°С;

манометры класса I с верхним пределом диапазона измерения Pmах=10 МПа.

Обработка результатов измерений производится на ЭВМ с относительной погрешностью ΔМ = ±0,1%.

1.2. Измеренный объем продукта V = 687344 м3.

1.3. По результатам измерений за время прохождения объема вычисляют следующие параметры (средние арифметические значения):

температуру продукта при измерении объема tV = 32°C;

давление при измерении объема Pv = 5,4 МПа;

температуру продукта при измерении плотности tρ =30°С;

давление при измерении плотности Рρ =5,5 МПа;

плотность продукта ρ = 781 кг/м3.

1.4. По справочникам определяют:

коэффициент объемного расширения продукта β= 8∙10-4 1/°С;

коэффициент сжимаемости продукта от давления γ =1,2-10-3 1/МПа.

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

m = 687344∙781∙ ∙ = кг = 535,9 тыс. т.

1.6. Для определения погрешности метода вычисляют:

относительную погрешность измерения плотности но формуле

где ρmin - минимальное допускаемое в методике выполнения измерений (МВИ)

значение плотности продукта;

абсолютную погрешность измерения разности температур

1.7. При определении погрешности метода учитывают, что она достигает максимума при максимально допускаемом превышении температуры tv над температурой tρ, которое должно указываться в МВИ. Для примера принимаем, что в МВИ задано значение 10°С.

1.8. Погрешность объемно-массового динамического метода измерения вычисляют по формуле (2 ) приложения 2:

2. Объемно-массовый статический метод

2.1. При применении объемно-массового статического метода использованы следующие средства измерений:

стальной вертикальный цилиндрический резервуар вместимостью 10000 м3, отградуированный с относительной погрешностью ΔK= ±0,1 % при температуре tгр = 18°C;

уровнемер с абсолютной погрешностью ΔН= ±12 мм;

ареометр для нефти (нефтеденсиметр) с абсолютной погрешностью Δρ = 0,5 кг/м3;

термометры с абсолютной погрешностью Δt=±1°С.

Обработка результатов измерений производится на ЭВМ с относительной погрешностьюΔM= ± 0,1 %.

2.2. При измерениях перед отпуском продукта получены следующие результаты:

высота налива продукта Hi= 11,574 м;

плотность продукта из объединенной пробы в лабораторных условиях при температуре =22°C, ρi= 787 кг/м3;

средняя температура продукта в резервуаре =34°C;

температура окружающего воздуха ti = -12°С.

2.3. При измерениях после отпуска продукта получены следующие результаты:

высота налива продукта Hi+1 = 1,391 м;

плотность продукта из объединенной пробы в лабораторных условиях при температуре =22°C - ρi+1= 781 кг/м3;

средняя температура продукта в резервуаре =32°C;

температура окружающего воздуха ti+1=-18°С.

2.4. По справочникам определяют:

коэффициент линейного расширения материала стенок резервуара

α=12∙10-61/°С;

коэффициент объемного расширения продукта

β=8∙10-4l/°C.

2.5. По градуировочной таблице резервуара определяют:

объем продукта в резервуаре перед отпуском Vi= 10673,7 м3;

объем продукта в резервуаре после отпуска l/i+1= 1108,2 м3.

2.6. Вычисляют температуру стенок резервуара:

перед отпуском продукта

после отпуска продукта

2.7. Массу отпущенного продукта определяют по формуле (3 ) приложения 2:

m = 10673,7∙ ∙784∙ – 1108,2∙ ∙781∙ =353 = 7428101 кг =7430 т.

2.8. Для определения погрешности метода вычисляют:

относительную погрешность измерения плотности продукта

абсолютную погрешность измерения разности температур:

2.9. При определении погрешности метода учитывают, что она достигает максимума при максимальном для данного резервуара значения , указанном в паспорте на резервуар, а также при минимальной разности и максимальном превышении температуры tv над температурой tρ которые должны указываться в MBИ.

2.9.1. В рассматриваемом случае, например, используют резервуар с =l2 м и заданы (Hi-Hi+i)min = 8 м и следовательно =4 м и min=min=-10°С

2.9.2. По градуировочной таблице резервуара определяют объемы, соответствующие уровням п. 2.9.1:

2.9.3. Для расчета погрешности определяют значения

Примечание. В данных расчетах принято допущение о равенстве плотности продукта в резервуаре до начала и после окончания отпуска и плотности отпущенного продукта, что существенно не влияет на оценку погрешности.

2.10. Погрешность объемно-массового статического метода вычисляют по формуле (4 ) приложения 2:

3. Гидростатический метод

3.1. При применении гидростатического метода используют следующие средства измерений:

стальной вертикальный цилиндрический резервуар вместимостью 10000 м3, отградуированный с относительной погрешностью ΔК= ±0,1 % при температуре tгр=18°С;

уровнемер с абсолютной погрешностью ΔH = ±12 мм;

Обработка результатов измерений производится на ЭВМ с относительной погрешностью ΔM = ±0,1%.

3.2. При измерениях получены результаты:

высота налива продукта перед отпуском Нi= 10,972 м;

дифференциальное давление перед отпуском Рi=86100 Па;

высота налива продукта после отпуска Нi+1= 1,353 м;

дифференциальное давление после отпуска Р i+1= 11800 Па.

3.3. По справочнику определяют значение ускорения свободного падения для данной местности g = 9,815 м/с2.

3.4. По градуировочной таблице резервуара определяют:

объем продукта перед отпуском Vi =10581,4 м3;

объем продукта после отпуска Vi+1 = 1297,1 м3.

3.5. Вычисляются следующие значения величин:

при применении для расчета формулы (5 ) приложения 2 среднее значение площади сечения резервуара перед отпуском продукта, указанного в паспорте на резервуар, а также при минимальном значении отпущенного продукта mmin и его максимальной плотности ρmах, которые должны указываться в МВИ.

4.1. При измерении масс нефти брутто были использованы средства измерений и получены результаты, приведенные в пп. 1 и 3 .

4.2. Дополнительно для измерения массы нефти нетто были использованы: влагомер с абсолютной погрешностью Δφв= ±0,18% (по объему),

солемер с абсолютной погрешностью Δωхс = ±0,25 кг/м3,

ареометр для измерения плотности воды с абсолютной погрешностью Δρв = 0,5 кг/м3.

4.3. По результатам измерений за время отпуска продукта вычисляют следующие параметры (средние арифметические значения):

объемную долю воды в нефти φв = 0,7% (по объему);

концентрацию хлористых солей в нефти ωхс=1,2 кг/м3;

плотность воды, содержащейся в нефти ρв= 1050 кг/м3.

4.4. Массовая доля механических примесей в нефти принимается равной предельному значению по ГОСТ 9965-76 , ωмп = 0,05% (по массе).

4.5. При применении объемно-массового метода (см. п. 1 ) массу нефти нетто, определяют по формуле (9 ) приложения 2:

4.6. При применении гидростатического метода (см. п. 3 ) предварительно определяют:

Массу нефти в этом случае определяют по формуле (10 ) приложения 2:

4.7. При определении погрешностей методов учитывается, что они достигают максимума при максимально допускаемых значениях плотности воды ρв, содержания воды φв и концентрации хлористых солей ωхс в нефти, при максимальном превышении температуры tv над температурой t ρ и минимально допускаемом значении плотности нефти ρ, которые должны указываться в МВИ.

4.7.1. В рассматриваемом случае, например, в МВИ заданы:

4.8. Погрешность объемно-массового метода измерения массы нефти нетто по формуле (11 ) приложения 2:

4.8.1. При применении объемно-массового статического метода (см. п. 2 ) погрешность определяют также по формуле (11 ) приложения 2, однако требуется определить погрешность косвенного измерения объема ΔV, которую рассчитывают по формуле:

4.9. Для расчета погрешности гидростатического метода измерения массы нефти предварительно определяют абсолютную погрешность измерения плотности (см. п. 3 )

Погрешность гидростатического метода измерения массы нефти нетто вычисляют по формуле (12 ) приложения 2:

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.

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.

2.3. Косвенные методы подразделяют на объемно-массовый и гидростатический.

2.3.1. Объемно-массовый метод

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.

2.3.2. Гидростатический метод

Массу отпущенного (принятого) продукта определяют двумя методами:

как разность масс, определенных в начале и в конце товарной операции вышеизложенным методом;

Допускается вместо измерения уровня измерять плотность продукта по п. 2.3.1.2 и определять:

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.

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 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.

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

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.

объемно - массовым статическим методом

в резервуарах, железнодорожных

и автомобильных цистернах

4.2.1. Определение вместимости и градуировка

резервуаров, железнодорожных и автомобильных цистерн

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

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

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

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

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

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

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

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

4.2.2. Определение уровня нефтепродуктов

и подтоварной воды в резервуарах

и транспортных средствах

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Одной из важнейших задач, которую приходится осуществлять оперативному персоналу и бухгалтерии нефтебаз, — это проведение количественного учета нефти и нефтепродуктов.

В задачи количественного учета входит:

определение количества поступающих нефти и нефтепродуктов, с оформлением приемных документов;

определение количества отпускаемых или отгружаемых нефти и нефтепродуктов, с оформлением документов на отгрузку;

определение фактических остатков по каждому сорту в резервуарах и в целом по нефтебазе;

определение фактических излишек или недостач;

проведение денежных расчетов с поставщиками и потребителями нефти и нефтепродуктов.

Оперативный учет нефтепродуктов должен вестись ежедневно, контрольный - два раза в месяц и полная инвентаризация на конец каждого месяца.

Учет нефти и нефтепродуктов может осуществляться в единицах измерения:

объема (объемный учет);

массы (массовый учет);

объема и массы (объемно-массовый учет).

На нефтебазах и автозаправочных станциях ведется объемномассовый учет. Расчет с поставщиками и потребителями нефти и нефтепродуктов осуществляется на нефтебазах в единицах массы, на АЗС — в единицах объема.

В зависимости от способа измерений объема продукта объемномассовый метод подразделяется на динамический и статический.

Динамический метод применяется при измерении массы продукта непосредственно на потоке в нефтепроводах и продуктопроводах. При этом методе объем продукта измеряют счетчиками или расходомерами, имеющими интеграторы.

Статический метод

Применяется при измерении объема и массы продукта в градуированных емкостях (вертикальные и горизонтальные резервуары, транспортные емкости и т. п.). Объем продукта в резервуарах измеряется в литрах или кубических метрах. Объем определяется с помощью градуированных таблиц резервуаров по значениям уровня наполнения (взлива), измеренного уровнемером или ручным способом с помощью метроштока или измерительной рулетки.

Сначала определяется общий объем жидкости в резервуаре, затем объем подтоварной воды и по формуле определяется объем нефтепродукта:

V нп =V общ - V воды

В емкостях, градуированных на полную вместимость, например автомобильные цистерны, контролируется уровень их наполнения до градуировочной планки, установленной в горловине, и затем определяется объем по паспортным данным.

Масса нефтепродукта определяется умножением измеренного объема на плотность:

M = V нп * p

Плотность нефтепродукта определяется с помощью нефтеден- симетра (ареометра). Для этого из резервуара пробоотборным ведерком забирают пробу нефтепродукта, погружают в него нефтеденсиметр и по верхней шкале определяют плотность, по нижней шкале определяют температуру.

Плотность нефтепродукта можно также определить расчетным путем по формуле:

р t = p 20 + α * (t - 20),

где t - температура нефтепродукта в резервуаре, °С;

p t — искомая плотность нефтепродукта при температуре t °С, т/ м 3 ;

р 20 — плотность нефтепродукта при t = 20 °С, приводится в паспорте на нефтепродукт, т/м 3 ;

20 — значение стандартной температуры в °С;

α — температурная поправка изменения плотности нефтепродукта при изменении температуры на 1 °С.

Значения температурных поправок изменение плотности приводится втаблице

Плотность нефтепродукта	Плотность нефтепродукта	Температурная поправка на 1°С

Гидростатический метод

При использовании этого метода измеряется величина гидростатического давления столба нефтепродукта, затем определяется средняя площадь заполненной части резервуара на уровне, относительно которого производят измерение, и рассчитывается масса нефтепродукта по формуле:

М = Р * F cp * (Нр) / g ,

где Р — гидростатическое давление нефтепродукта в резервуаре, Па;

F cp * (Н р ) — средняя площадь сечения резервуара, определяется по градуировочной таблице, м 2 ;

g - ускорение силы тяжести, м/сек 2 .

Допустимая погрешность измерения количества нефти и нефтепродуктов установлена требованиями ГОСТ 2676-86 и должна быть в пределах:

при прямом методе относительная погрешность измерения к должна быть не более: ±0,5% — массы нетто нефтепродуктов до 100 т, а также массы нетто битумов; ±0,3% — массы нетто пластических смазок;
при объемно-массовом динамическом методе относительная погрешность измерения должна быть не более: ±0,25% — массы брутто нефти; ±0,35% — массы нетто нефти; ±0,5% — массы нетто нефтепродуктов от 100 т и выше; ±0,8% —массы нетто нефтепродуктов до 100 т и отработанных нефтепродуктов.

Относительная погрешность измерения при объемно-массовом статическом методе должна быть не более:

±0,5% — массы нетто нефти, нефтепродуктов от 100 т и выше, а также массы нетто битумов;
±0,8% — массы нетто нефтепродуктов до 100 т и отработанных нефтепродуктов.

Относительная погрешность измерения при гидростатическом методе должна быть не более:

±0,5% — массы нетто нефти, нефтепродуктов от 100 т и выше;
±0,8% — массы нетто нефтепродуктов до 100 т и отработанных масел.

Обеспечение такого уровня точности может быть достигнуто лишь сочетанием различных средств измерений.

Государственная система обеспечения единства измерений МАССА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ Общие требования к методикам выполнения измерений Москва ИПК
Издательство стандартов
2005Содержание

Предисловие

Задачи, основные принципы и правила проведения работ по государственной стандартизации в Российской Федерации установлены ГОСТ Р 1.0-92 «Государственная система стандартизации Российской Федерации. Основные положения» и ГОСТ Р 1.2-92 «Государственная система стандартизации Российской Федерации. Порядок разработки государственных стандартов»Сведения о стандарте1 РАЗРАБОТАН Федеральным государственным унитарным предприятием Всероссийским научно-исследовательским институтом расходометрии Государственным научным метрологическим центром (ФГУП ВНИИР-ГНМЦ)2 ВНЕСЕН Управлением метрологии и госнадзора3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 7 декабря 2004 г. № 99-ст4 Настоящий стандарт разработан с учетом требований международных стандартов: ИСО 91-1-92, ИСО 91-2-91, ASTM D 1250-80, API 2540-805 ВЗАМЕН ГОСТ Р 8.595-2002 ГОСТ Р 8.595-2004 НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Государственная система обеспечения единства измерений МАССА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ Общие требования к методикам выполнения измерений State system for ensuring the uniformity of measurements. Mass of petroleum and petroleum products. General requirements for procedures of measurements Дата введения - 2005-11-01

1 Область применения

Настоящий стандарт распространяется на методики выполнения измерений (далее - МВИ) массы товарной нефти и нефтепродуктов (далее - продукта) в сферах распространения государственного метрологического контроля и надзора, основанные на:- прямых методах динамических и статических измерений;- косвенных методах динамических и статических измерений;- косвенном методе, основанном на гидростатическом принципе.Настоящий стандарт устанавливает основные требования к МВИ массы продукта, обусловленные особенностями измерений массы продукта.Настоящий стандарт обязателен для применения при разработке МВИ массы продукта, транспортируемого по трубопроводам, в мерах вместимости и мерах полной вместимости.Настоящий стандарт применяют совместно с ГОСТ Р 8.563.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы ссылки на следующие стандарты: ГОСТ 8.009-84 Государственная система обеспечения единства измерений. Нормируемые метрологические характеристики средств измерений ГОСТ 8.207-76 Государственная система обеспечения единства измерений. Прямые измерения с многократными наблюдениями. Методы обработки результатов наблюдений. Основные положения ГОСТ 8.346-2000 Государственная система обеспечения единства измерений. Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические. Методика поверки ГОСТ 8.570-2000 Государственная система обеспечения единства измерений. Резервуары стальные вертикальные цилиндрические. Методика поверки ГОСТ 12.0.004-90 Система стандартизации безопасности труда. Организация обучения безопасности труда. Общие положения ГОСТ 12.1.005-88 Система стандартизации безопасности труда. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны ГОСТ 12.4.137-84 Обувь специальная кожаная для защиты от нефти, нефтепродуктов, кислот, щелочей, нетоксичной и взрывоопасной пыли. Технические условия ГОСТ 2477-65 Нефть и нефтепродукты. Методы определения содержания воды ГОСТ 2517-85 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб ГОСТ 3900-85 Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности ГОСТ 6370-83 Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей ГОСТ 21534-76 Нефть. Методы определения содержания хлористых солей ГОСТ 27574-87 Костюмы женские для защиты от общих производственных загрязнений и механических воздействий ГОСТ 27575-87 Костюмы мужские для защиты от общих производственных загрязнений и механических воздействий ГОСТ 29329-92 Весы для статического взвешивания. Общие технические требования ГОСТ 30414-96 Весы для взвешивания транспортных средств в движении. Общие технические требования ГОСТ Р 1.2-92 Государственная система стандартизации Российской Федерации. Порядок разработки государственных стандартов ГОСТ Р 1.5-92 Государственная система стандартизации Российской Федерации. Общие требования к построению, изложению, оформлению и содержанию стандартов ГОСТ Р 1.11-99 Государственная система стандартизации Российской Федерации. Метрологическая экспертиза проектов государственных стандартов ГОСТ Р 1.12-99 Государственная система стандартизации Российской Федерации. Стандартизация и смежные виды деятельности. Термины и определения ГОСТ Р 8.563-96 Государственная система обеспечения единства измерений. Методики выполнения измерений ГОСТ Р 8.569-98 Государственная система обеспечения единства измерений. Автоцистерны для жидких нефтепродуктов. Методика поверки ГОСТ Р 8.580-2001 Государственная система обеспечения единства измерений. Определение и применение показателей точности методов испытаний нефтепродуктов ГОСТ Р 8.599-2003 Государственная система обеспечения единства измерений. Плотность и объем нефти. Таблицы коэффициентов пересчета плотности и массы ГОСТ Р ИСО 5725-1-2002 Точность (правильность и прецизионность) методов и результатов измерений. Часть 1. Основные положения и определения ГОСТ Р ИСО 5725-2-2002 Точность (правильность и прецизионность) методов и результатов измерений. Часть 2. Основной метод определения повторяемости и воспроизводимости стандартного метода измерений ГОСТ Р ИСО 5725-3-2002 Точность (правильность и прецизионность) методов и результатов измерений. Часть 3. Промежуточные показатели прецизионности стандартного метода измерений ГОСТ Р ИСО 5725-4-2002 Точность (правильность и прецизионность) методов и результатов измерений. Часть 4. Основной метод определения правильности стандартного метода измерений ГОСТ Р ИСО 5725-5-2002 Точность (правильность и прецизионность) методов и результатов измерений. Часть 5. Альтернативные методы определения прецизионности стандартного метода измерений ГОСТ Р ИСО 5725-6-2002 Точность (правильность и прецизионность) методов и результатов измерений. Часть 6. Использование значений точности на практике ГОСТ Р 51069-97 Нефть и нефтепродукты. Метод определения плотности, относительной плотности и плотности в градусах API ареометром ГОСТ Р 51330.0-99 (МЭК 60079-0-98) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 0. Общие требования ГОСТ Р 51330.9-99 (МЭК 60079-10-95) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 10. Классификация взрывоопасных зон ГОСТ Р 51858-2002 Нефть. Общие технические условия Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочного стандарта по указателю «Национальные стандарты», составленному по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяют в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Определения

В настоящем стандарте использованы следующие термины с соответствующими определениями:3.1 методика выполнения измерений (МВИ) массы продукта : Совокупность операций и правил, выполнение которых обеспечивает получение результатов измерений массы продукта с установленной погрешностью (неопределенностью).3.2 погрешность измерений массы продукта : Обобщенная погрешность всех результатов измерений массы продукта при точном выполнении всех требований МВИ.3.3 мера вместимости : Средство измерений объема продукта, имеющее свидетельство о поверке и утвержденную градуировочную таблицу.3.4 мера полной вместимости : Средство измерений объема продукта, имеющее свидетельство о поверке и оснащенное указателем уровня наполнения (автоцистерны, прицепы-цистерны, полуприцепы-цистерны).3.5 прямой метод динамических измерений массы продукта : Метод, основанный на прямых измерениях массы продукта с применением массомеров в трубопроводах.3.6 прямой метод статических измерений массы продукта : Метод, основанный на прямых измерениях массы продукта статическим взвешиванием или взвешиванием в железнодорожных или автомобильных цистернах и составах в процессе их движения на весах.3.7 косвенный метод динамических измерений массы продукта : Метод, основанный на измерениях плотности и объема продукта в трубопроводах.3.8 косвенный метод статических измерений массы продукта : Метод, основанный на измерениях плотности и объема продукта в мерах вместимости (мерах полной вместимости).3.9 косвенный метод, основанный на гидростатическом принципе : Метод, основанный на измерениях гидростатического давления и уровня продукта в мерах вместимости.3.10 учетная операция : Операция, проводимая поставщиком и потребителем или сдающей и принимающей сторонами, заключающаяся в определении массы продукта для последующих расчетов, при инвентаризации и арбитраже.3.11 стандартные условия : Условия, соответствующие температуре продукта 15 °С или 20 °С и избыточному давлению, равному нулю.3.12 товарная нефть (нефть) : Нефть, подготовленная к поставке потребителю в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51858.3.13 масса брутто товарной нефти : Масса товарной нефти, показатели качества которой соответствуют требованиям ГОСТ Р 51858.3.14 масса балласта : Общая масса воды, солей и механических примесей в товарной нефти.3.15 масса нетто товарной нефти : Разность массы брутто товарной нефти и массы балласта.

4 Методы измерений, реализуемые в МВИ массы продукта

4.1 Для измерений массы продукта, транспортируемого по трубопроводам, применяют:- прямой метод динамических измерений;- косвенный метод динамических измерений.Для измерений массы продукта в мерах вместимости и мерах полной вместимости применяют:- прямой метод статических измерений;- косвенный метод статических измерений;- косвенный метод, основанный на гидростатическом принципе.4.2 При прямом методе динамических измерений массу продукта измеряют в трубопроводе с помощью массомера и результат измерений массы получают непосредственно.4.3 При косвенном методе динамических измерений массу продукта определяют по результатам следующих измерений в трубопроводе:а) плотности с помощью поточных преобразователей плотности (далее - преобразователь плотности), давления и температуры.При отключении рабочего и отсутствии резервного преобразователя плотности плотность продукта определяют при помощи ареометра в лаборатории по ГОСТ 3900, ГОСТ Р 51069 или лабораторного плотномера в объединенной пробе, составленной из точечных проб, отобранных по ГОСТ 2517. Коэффициенты объемного расширения и сжимаемости продукта определяют в соответствии с МИ 2632 [ 1] или принимают для нефти по МИ 2153 [ 2], для нефтепродуктов по МИ 2823 [ 25];(поправка) б) объема продукта с помощью преобразователей расхода, давления и температуры или счетчиков жидкости.Результаты измерений плотности и объема продукта приводят к стандартным условиям или результат измерений плотности продукта приводят к условиям измерений его объема.4.4 При прямом методе статических измерений массу продукта определяют по результатам взвешивания на железнодорожных и автомобильных весах по ГОСТ 29329 или ГОСТ 30414 железнодорожных и автомобильных цистерн с продуктом и без него.4.5 При косвенном методе статических измерений массу продукта определяют по результатам измерений:а) в мерах вместимости:- уровня продукта - стационарным уровнемером или другими средствами измерений уровня жидкости;- плотности продукта - переносным или стационарным средством измерений плотности или ареометром по ГОСТ 3900, ГОСТ Р 51069 или лабораторным плотномером в объединенной пробе, составленной из точечных проб, отобранных по ГОСТ 2517;- температуры продукта - термометром в точечных пробах или с помощью переносного или стационарного преобразователя температуры;- объема продукта - по градуировочной таблице меры вместимости с использованием результата измерений уровня продукта;б) в мерах полной вместимости:- плотности продукта - переносным средством измерений плотности или ареометром в лаборатории по ГОСТ 3900, ГОСТ Р 51069 или лабораторным плотномером в точечной пробе продукта, отобранной по ГОСТ 2517;- температуры продукта - переносным преобразователем температуры или термометром в точечной пробе продукта, отобранной по ГОСТ 2517;- объема продукта, принятого равным действительной вместимости меры, значение которой нанесено на маркировочную табличку и указано в свидетельстве о поверке по ГОСТ Р 8.569, с учетом изменения уровня продукта относительно указателя уровня.Результаты измерений плотности и объема продукта приводят к стандартным условиям по температуре 15 °С или 20 °С, или результат измерений плотности продукта приводят к условиям измерений его объема в мерах вместимости и мерах полной вместимости.Коэффициент объемного расширения продукта определяют в соответствии с МИ 2632 [ 1] или принимают для нефти по МИ 2153 [ 2], для нефтепродуктов по МИ 2823 [ 25].(Поправка) 4.6 При косвенном методе, основанном на гидростатическом принципе, массу продукта в мерах вместимости определяют по результатам измерений:- гидростатического давления столба продукта - стационарным измерителем гидростатического давления;- уровня продукта - переносным или другим средством измерений уровня.4.7 Массу нетто товарной нефти определяют как разность массы брутто товарной нефти и массы балласта. Массу балласта определяют как общую массу воды, солей и механических примесей в товарной нефти. Для этого определяют массовые доли воды, механических примесей и хлористых солей в товарной нефти и рассчитывают их массу.

5 Требования к МВИ массы продукта

5.1 Погрешности измерений массы продукта 5.1.1 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто товарной нефти и массы нефтепродукта не должны превышать:0,40 % - при прямом методе статических измерений взвешиванием на весах расцепленных цистерн;0,50 % - при прямом методе статических измерений взвешиванием на весах движущихся нерасцепленных цистерн и составов из них;0,25 % - при прямом и косвенном методах динамических измерений;0,50 % - при косвенном методе статических измерений и косвенном методе измерений, основанном на гидростатическом принципе, массы продукта от 120 т и более;0,65 % - при косвенном методе статических измерений и косвенном методе измерений, основанном на гидростатическом принципе, массы продукта до 120 т. 5.1.2 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто товарной нефти не должны превышать:0,50 % - при прямом методе статических измерений взвешиванием на весах расцепленных цистерн;0,60 % - при прямом методе статических измерений взвешиванием на весах движущихся нерасцепленных цистерн и составов из них;0,35 % - при прямом и косвенном методах динамических измерений;0,60 % - при косвенном методе статических измерений и косвенном методе измерений, основанном на гидростатическом принципе, от 120 т и более;0,75 % - при косвенном методе статических измерений и косвенном методе измерений, основанном на гидростатическом принципе, до 120 т.5.2 Требования к документам на МВИ массы продукта 5.2.1 В зависимости от сложности и области применения МВИ массы продукта оформляют в виде:- отдельного нормативного документа (далее - НД) на МВИ массы продукта (стандарта, рекомендации);- раздела или части документа (стандарта, технических условий, конструкторского или технологического документа и т. п.).5.2.2 Разработка, стандартизация и введение в действие документов на МВИ массы продукта - по ГОСТ Р 8.563, ГОСТ Р 1.2, ГОСТ Р 1.5, ГОСТ Р 1.12, Р 50.1.039 [ 3], МИ 2525 [ 4], МИ 2561 [ 5] и настоящему стандарту.5.2.3 МВИ массы продукта подлежат аттестации по ГОСТ Р 8.563.5.2.4 Документы на МВИ массы продукта подлежат метрологической экспертизе по ГОСТ Р 8.563 и ГОСТ Р 1.11.5.2.5 Документы на МВИ массы продукта, предназначенные для применения в сфере обороны и безопасности Российской Федерации, подлежат метрологической экспертизе в 32 Государственном научно-исследовательском и испытательном институте Минобороны России (далее - 32 ГНИИИ МО РФ).5.2.6 Алгоритмы и программы обработки результатов измерений, предусмотренные в документе на МВИ массы продукта, должны пройти метрологическую аттестацию по МИ 2174 [ 6] (в сфере обороны и безопасности Российской Федерации - в 32 ГНИИИ МО РФ).5.3 Оценивание погрешности измерений массы продукта 5.3.1 Погрешность измерений массы оценивают следующими методами:а) оцениванием характеристик погрешности результата измерений массы продукта, принятым в российских НД в области обеспечения единства измерений;б) вычислением неопределенности измерений массы продукта по РМГ43 [ 7];в) вычислением правильности и прецизионности по ГОСТ Р ИСО 5725-1 - ГОСТ Р ИСО 5725-6 для показателей качества продукта, используемых для расчета его массы.5.3.2 Требования к оцениванию характеристик погрешности измерений массы продукта5.3.2.1 Характеристики погрешности измерений массы продукта оценивают на основании анализа источников и составляющих погрешности измерений.5.3.2.2 Для уменьшения систематической составляющей погрешности от влияния температуры, давления и других влияющих величин на результаты измерений вводят поправки.5.3.2.3 Оценивание погрешности измерений массы продукта при прямых методах измерений величин проводят по ГОСТ 8.207 и МИ 1552 [ 8].5.3.2.4 Оценивание погрешности измерений массы продукта при косвенном методе измерений проводят по МИ 2083 [ 9].5.3.2.5 Формы представления и способы округления результатов измерений должны соответствовать МИ 1317 [ 10].5.4 Средства измерений и вспомогательные устройства, выбираемые для МВИ массы продукта5.4.1 Средства измерений и вспомогательные устройства (в том числе средства вычислительной техники) выбирают при проектировании измерительной системы массы продукта в зависимости от принятых методов измерений величин, по результатам измерений которых определяют массу продукта, и оптимальных затрат на измерения, включая затраты на метрологическое обслуживание средств измерений, при условии выполнения требований к МВИ, в том числе норм погрешности измерений массы брутто товарной нефти и массы нефтепродукта, указанным в 5.1.1, и массы нетто товарной нефти, указанным в 5.1.2.5.4.2 Рациональные методы и средства измерений и вспомогательные устройства выбирают в соответствии с МИ 1967 [ 11].5.4.3 В документе на МВИ приводят перечень средств измерений и вспомогательных устройств, их обозначения, типы, нормированные метрологические характеристики (класс точности, предел допускаемой погрешности, диапазон измерений и др.) и обозначение НД, регламентирующего технические требования и (или) метрологические и основные технические характеристики этих средств измерений и вспомогательных устройств, а также указывают возможность применения средств измерений и вспомогательных средств, не приведенных в перечне, но удовлетворяющих установленным в МВИ требованиям.5.4.4 В МВИ массы продукта должны быть указаны средства измерений, типы которых утверждены по ПР 50.2.009 [ 12] и внесены в Государственный реестр средств измерений.5.5 Квалификация операторов и требования безопасности 5.5.1 К выполнению измерений и обработке их результатов допускают лиц, достигших 18 лет, имеющих квалификацию оператора не ниже 4-го разряда, прошедших курсы обучения, сдавших экзамен по технике безопасности и изучивших инструкции по эксплуатации применяемых средств измерений и вспомогательных устройств и документ на МВИ по 5.2.1.Лица, привлекаемые к выполнению измерений, должны:- пройти обучение и инструктаж по технике безопасности в соответствии с ГОСТ 12.0.004;- соблюдать правила техники безопасности и пожарной безопасности, установленные для объекта, на котором проводят измерения;- выполнять измерения в специальной одежде и обуви по ГОСТ 12.4.137, ГОСТ 27574, ГОСТ 27575;- периодически контролировать содержание вредных веществ в воздухе рабочей зоны, которое не должно превышать предельно допускаемых концентраций, установленных в ГОСТ 12.1.005.5.5.2 Средства измерений и вспомогательные устройства, применяемые при выполнении измерений, должны быть изготовлены во взрывозащищенном исполнении, соответствующем классу взрывоопасной зоны по ГОСТ Р 51330.0, соответствовать требованиям ГОСТ Р 51330.9 и иметь свидетельство о взрывозащищенности и разрешение Госгортехнадзора России по Правилам [ 13].5.6 Требования к условиям измерений 5.6.1 В документе на МВИ массы продукта должны быть приведены номинальные значения и (или) диапазоны значений, влияющих на погрешность величин, при этом должно быть установлено:- число измерений (наблюдений) величин, проведенных в каждой точке измерений, например число измерений уровня продукта в мерах вместимости;- время выдержки перед регистрацией показаний средств измерений: уровня и температуры продукта в мерах вместимости, если эти значения не указаны в НД на них, и др.5.7 Требования к обработке результатов измерений массы продукта 5.7.1 По МВИ, основанным на косвенном методе динамических измерений, измеряют плотность и объем продукта, и результаты этих измерений приводят к стандартным условиям или результаты измерений плотности продукта приводят к условиям измерений его объема.5.7.1.1 Массу продукта , кг, при измерениях объема продукта, проводимых с помощью преобразователя расхода или счетчика жидкости, и его плотности, определяемой с помощью преобразователя плотности, и последующем приведении результатов измерений объема и плотности продукта к стандартным условиям вычисляют по формуле (1)где - плотность и объем продукта, приведенные к стандартным условиям. Примечание - Обозначение «Д» соответствует термину «динамическое».Плотность продукта, приведенную к стандартным условиям при температуре 15 °С, , кг/м 3 , вычисляют по формуле:

(2)где - плотность продукта, измеренная при температуре и давлении продукта в преобразователе плотности, кг/м 3 ; - поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры на объем продукта, определенный для температуры продукта в преобразователе плотности, вычисляемый по API 2540 [ 14]; - поправочный коэффициент, учитывающий влияние давления на объем продукта, определенный для давления продукта в преобразователе плотности, вычисляемый по API 2540 [ 14].Плотность продукта, приведенную к стандартным условиям при температуре 20 °С, , кг/м 3 , вычисляют по формуле (3)где - коэффициент объемного расширения продукта, вычисляемый по МИ 2632 [ 1] или по МИ 2823 [ 25] для нефтепродуктов.(Поправка) Объем продукта, приведенный к температуре 15 °С, , м 3 , вычисляют по формуле

(4)где - объем продукта, измеренный при температуре и давлении продукта в преобразователе расхода или счетчике жидкости, мл; - поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры на объем продукта, определенный для температуры продукта в преобразователе расхода или счетчике жидкости, вычисляемый по API 2540 [ 14]; - поправочный коэффициент, учитывающий влияние давления на объем продукта, определенный для давления в преобразователе расхода или счетчике жидкости, вычисляемый по API 2540 [ 14].Объем продукта , м 3 , приведенный к температуре 20 °С, вычисляют по формуле (5) 5.7.1.2 Массу продукта , кг, при измерениях объема продукта, проводимых с помощью преобразователя расхода или счетчика жидкости, и его плотности, определяемой с помощью ареометра или лабораторного плотномера в лаборатории в объединенной пробе, и последующем приведении результатов измерений объема и плотности продукта к стандартным условиям вычисляют по формуле (6)где - объем продукта, приведенный к стандартным условиям, м 3 ; - плотность продукта, приведенная к стандартной температуре, кг/м 3 .Значение , м 3 , определяют по формуле (4) или (5).Плотность продукта, приведенную к температуре 15 °С, , кг/м 3 , вычисляют по формуле (7)где - плотность продукта, измеренная с помощью ареометра в лабораторных условиях (температура Т r и избыточное давление, равное нулю), с учетом систематической погрешности метода по МИ 2153 [ 2] или с помощью лабораторного плотномера, кг/м 3 ; - поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры на объем продукта, вычисляемый по API 2540 [ 14];К - поправочный коэффициент на температурное расширение стекла для ареометров, вычисляемый по МИ 2153 [ 2]. В случае измерений плотности с помощью лабораторного плотномера его принимают равным единице.Плотность продукта, приведенную к температуре 20 °С, , кг/м 3 , вычисляют по формуле (8)где - коэффициент объемного расширения продукта, вычисляемый по МИ 2632 [ 1].Допускается плотность продукта, измеренную ареометром, приводить к плотности при стандартной температуре 15 °С или 20 °С по таблицам ASTM D 1250 [ 15], ИСО 91-1 [ 16], ИСО 91-2 [ 17] или МИ 2153 [ 2] для нефти и по МИ 2842 [ 18], МИ 2823 [ 25] для нефтепродуктов.(Поправка) 5.7.1.3 Массу продукта , кг, при измерениях объема продукта, проводимых с помощью преобразователя расхода или счетчика жидкости, и его плотности, определяемой с помощью поточного преобразователя плотности, и последующем приведении результатов измерений плотности продукта к условиям измерений его объема допускается вычислять по формуле (9)где - объем продукта, измеренный при температуре и давлении продукта в преобразователе расхода или счетчике жидкости, м 3 ; - плотность продукта, измеренная при температуре и давлении продукта в преобразователе плотности, кг/м 3 ; b - коэффициент объемного расширения продукта, значения которого определяют по МИ 2632 [ 1] или по МИ 2153 [ 2] для нефти и по МИ 2823 [ 25] для нефтепродуктов; - температура продукта в преобразователе плотности, °С; - температура продукта в преобразователе расхода или счетчике жидкости, °С; g - коэффициент сжимаемости продукта, значения которого определяют МИ 2632 [ 1] или по МИ 2153 [ 2] для нефти и по МИ 2823 [ 25] для нефтепродуктов; - избыточное давление продукта в преобразователе плотности, МПа; - избыточное давление продукта в преобразователе расхода или счетчике жидкости, МПа.(Поправка) 5.7.1.4 Массу продукта , кг, при измерениях объема продукта, проводимых с помощью преобразователя расхода или счетчика жидкости, и плотности, определяемой с помощью ареометра по ГОСТ 3900, ГОСТ Р 51069 в объединенной пробе или с помощью лабораторного плотномера, и последующем приведении результатов измерений плотности продукта к условиям измерений его объема допускается вычислять по формуле: (10)где - плотность продукта, измеренная в лаборатории при температуре , кг/м 3 ; b - коэффициент объемного расширения продукта, значения которого определяют по МИ 2632 [ 1] или по МИ 2153 [ 2] для нефти и по МИ 2823 [ 25] для нефтепродуктов; g - коэффициент сжимаемости продукта, значения которого определяю МИ 2632 [ 1] или по 2153 [ 2] для нефти и по МИ 2823 [ 25] для нефтепродуктов;Р V - избыточное давление продукта при измерениях его объема, МПа;К - поправочный коэффициент на температурное расширение стекла для ареометров, вычисляемый по МИ 2153 [ 2]. В случае измерений плотности с помощью лабораторного плотномера его принимают равным единице.(Поправка) 5.7.1.5 Формулы (9), (10) применяют при разности температур при измерениях плотности и объема продукта не более 15 °С. При разности температур при измерениях плотности и объема продукта более 15 °С вычисления проводят по 5.7.1.2.5.7.2 По МВИ, основанным на косвенном методе статических измерений, измеряют объем и плотность продукта в мерах вместимости или мерах полной вместимости и результаты этих измерений приводят к стандартным условиям или результаты измерений плотности продукта приводят к условиям измерений его объема.5.7.2.1 Массу продукта , кг, при измерениях объема продукта в мерах вместимости и мерах полной вместимости и плотности продукта с помощью преобразователя плотности или в лаборатории в объединенной или точечной пробе и последующем приведении результатов измерений объема и плотности продукта к стандартному условию по температуре вычисляют по формуле: (11)где - плотность и объем продукта, приведенные к стандартному условию по температуре. Примечание - Обозначение «с» соответствует термину «статическое».Плотность продукта, приведенную к температуре 15 °С, , кг/м 3 , вычисляют по формуле (12)где - плотность продукта, измеренная с помощью ареометра в лаборатории или с помощью преобразователя плотности, кг/м 3 ; - поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры на объем продукта, определенный для температуры продукта в лаборатории или в преобразователе плотности, вычисляемый по API 2540 [ 14];К - поправочный коэффициент на температурное расширение стекла для ареометров, вычисляемый по МИ 2153 [ 2]. В случае измерений плотности с помощью преобразователя плотности его принимают равным единице.Плотность продукта, приведенную к температуре 20 °С, , кг/м 3 , вычисляют по формуле (13)Объем продукта, приведенный к температуре 15 °С, , м 3 , вычисляют по формуле: (14)где - объем продукта в мере вместимости на измеряемом уровне Н , определяемый по градуировочной таблице меры вместимости, составленной при температуре 20 °С по ГОСТ 8.346, ГОСТ 8.570, МИ 2543 [ 19], МИ 1124 [ 20], РД 50-156 [ 21], МИ 2579 [ 22], МИ 1001 [ 23], или в мере полной вместимости на уровне продукта, соответствующем указателю уровня в соответствии с ГОСТ Р 8.569 с учетом изменения уровня продукта относительно указателя уровня, м 3 . Данные градуировочных таблиц соответствуют температуре стенки мер вместимости, равной 20 °С; a СТ - температурный коэффициент линейного расширения материала стенки меры вместимости, значение которого принимают равным 12,5 ×10 -6 1/°С для стали и 10 ×10 -6 1/°С для бетона; a S - температурный коэффициент линейного расширения материала средства измерений уровня продукта (например измерительной рулетки с грузом, метроштока, уровнемера поплавкового типа и др.). Его значения принимают равными:для нержавеющей стали - 12,5 ×10 -6 1/°С;для алюминия - 23 ×10 -6 1/°С.В случае необходимости при использовании уровнемеров других типов вводят температурные поправки к измеренному уровню продукта, при этом значение коэффициента a S принимают равным нулю; T СТ - температура стенки меры вместимости, принимаемая равной температуре продукта в мере вместимости , °С; - поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры на объем продукта, определенный для температуры продукта в мере вместимости или в мере полной вместимости, вычисляемый по API 2540 [ 14].Объем продукта, приведенный к температуре 20 °С, , м 3 , вычисляют по формуле: (15)5.7.2.2 Плотность продукта при проведении учетных операций может быть приведена к плотности при стандартной температуре 15 °С или 20 °С по ASTM 1250 [ 15], ИСО 91-1 [ 16], ИСО 91-2 [ 17] или МИ 2153 [ 2] для нефти и по МИ 2842 [ 18] или МИ 2823 [ 25] нефтепродуктов.(Поправка) 5.7.2.3 При проведении учетных операций плотность нефти при стандартной температуре 20 °С допускается приводить к плотности нефти при стандартной температуре 15 °С и наоборот по ГОСТ Р 8.599.5.7.2.4 Массу продукта , кг, при приведении плотности продукта, измеренной в лаборатории, к условиям измерений объема продукта в мере вместимости или мере полной вместимости допускается вычислять по формуле: (16)где - плотность продукта, измеренная в лаборатории при температуре , кг/м 3 ; b - коэффициент объемного расширения продукта, значения которого определяют МИ 2632 [ 1] или для нефти - по МИ 2153 [ 2], нефтепродуктов - МИ 2823 [ 25].(Поправка )5.7.2.5 Формула (16) может быть применена при разности температур и T СТ не более 15 °С.5.7.3 По МВИ, основанным на косвенном методе с применением гидростатического принципа, массу продукта , кг, при измерениях гидростатического давления столба продукта в мерах вместимости вычисляют по формуле (17)где Р - гидростатическое давление столба продукта, Па; S cp - средняя площадь поперечного сечения наполненной части меры вместимости, м 2 ; g - ускорение силы тяжести, м/с 2 .5.7.3.1 Среднюю площадь S cp , м 2 , вычисляют по формуле:

(18)где V 20 - объем продукта в мере вместимости на измеряемом уровне Н , определяемый по градуировочной таблице меры вместимости, м 3 ; a СТ - температурный коэффициент линейного расширения стенки меры вместимости, значение которого принимают равным 12,5 ×10 -6 1/°С;Т СТ - температура стенки меры вместимости, принимаемая равной температуре продукта в мере вместимости, °С.5.7.4 Массу продукта т 0 , кг, принятого в меру вместимости или отпущенного из нее, определяют как абсолютное значение разности масс продукта по формуле: т 0 = ½ т i - т i +1 ½ (19)где т i , т i +1 - массы продукта, вычисленные по формуле (11) или (16) в начале и конце операции соответственно.5.7.5 Массу нетто товарной нефти т н , кг, вычисляют по формуле т н = т – т б . (20)где т - масса брутто товарной нефти, измеренная одним из методов по разделу 4, кг;т б - масса балласта, кг, вычисляемая по формуле (21)где - массовая доля воды в товарной нефти, %; - массовая доля хлористых солей в товарной нефти, %; - массовая доля механических примесей в товарной нефти, %.5.7.5.1 Массовую долю воды в товарной нефти определяют по ГОСТ 2477. Массовую долю воды в товарной нефти допускается измерять с помощью поточного влагомера.5.7.5.2 Массовую долю хлористых солей в товарной нефти определяют по ГОСТ 21534. Массовую долю хлористых солей в товарной нефти допускается измерять с помощью поточного солемера.5.7.5.3 Массовую долю механических примесей в товарной нефти определяют по ГОСТ 6370. Массовую долю механических примесей в товарной нефти допускается измерять с помощью поточного анализатора.5.8 Форма представления результатов оценивания погрешности измерений массы продукта5.8.1 При прямом методе динамических измерений погрешностью следует считать погрешность измерений массы продукта с помощью массомера.5.8.2 При прямом методе статических измерений погрешностью следует считать погрешность измерений массы продукта с помощью весов. Оценивание погрешности измерений массы продукта с применением весов проводят по МИ 1953 [ 24].5.8.3 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы продукта при косвенном методе динамических измерений d m Д , %, вычисляют по формуле (22)где dV - относительная погрешность измерений объема продукта, %. За воспринимают относительную погрешность средства измерений объема продукта, если сумма остальных составляющих погрешности измерений объема продукта является несущественной в соответствии с ГОСТ 8.009; d r - относительная погрешность измерений плотности продукта, %; DТ r , DТ V - абсолютные погрешности измерений температуры продукта при измерениях его плотности и объема соответственно, °С; b - коэффициент объемного расширения продукта, 1/°С (приложение А); d N - предел допускаемой относительной погрешности устройства обработки информации или измерительно-вычислительного комплекса (из сертификата об утверждении типа или свидетельства о поверке), %; G - коэффициент, вычисляемый по формуле: (23)где Т V , Т r - температуры продукта при измерениях его объема и плотности, °С.5.8.4 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы продукта при косвенном методе динамических измерений и последующем приведении плотности продукта к условиям измерений его объема по 5.7.1.3 или 5.7.1.4 , %, вычисляют по формуле: (24)где dV П - относительная погрешность измерений объема продукта, %; d r П - относительная погрешность измерений плотности продукта, %; d T V r - составляющая относительной погрешности измерений массы продукта за счет абсолютных погрешностей измерений температур , , %, вычисляемая по формуле:

(25)где DТ r , DТ V - абсолютные погрешности измерений температур , °С.5.8.5 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы продукта при косвенном методе статических измерений , %, вычисляют по формулам:а) для мер вместимости (26)б) для мер полной вместимости (27)где d V T - относительная погрешность полной меры вместимости, %; dК , dН - относительные погрешности составления градуировочной таблицы и измерений уровня продукта соответственно, %; G - коэффициент, вычисляемый по формуле (23);К ф - коэффициент, учитывающий геометрическую форму меры вместимости, вычисляемый по формуле (28)где Н - уровень наполнения, мм; D V 20 - объем продукта, приходящийся на 1 мм высоты наполнения меры вместимости на измеряемом уровне наполнения, м 3 /мм; V 20 - объем продукта в мере вместимости на измеряемом уровне наполнения.Значения D V 20 , V 20 определяют по градуировочной таблице меры вместимости при измеряемом уровне наполнения.Значение К ф для вертикальных цилиндрических резервуаров, танков наливных судов прямоугольной и цилиндрической форм принимают равным единице.5.8.6 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы продукта при косвенном методе, основанном на гидростатическом принципе, , %, вычисляют по формуле: (29)где d P , dН - относительные погрешности измерений гидростатического давления и уровня продукта, %; d K - относительная погрешность составления градуировочной таблицы меры вместимости, %.5.8.7 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы продукта при проведении учетных операций , %, вычисляют по формулам:а) для косвенного метода статических измерений (30)где где d K i , d K i +1 - относительные погрешности составления градуировочной таблицы при измеряемых уровнях наполнения меры вместимости Н i , Н i +1 соответственно, %; K ф i , K ф i +1 - коэффициенты, учитывающие геометрическую форму меры вместимости при измеряемых уровнях наполнения меры вместимости Н i , Н i +1 соответственно; DТ r , DТ V - абсолютные погрешности измерений температур продукта Т r , Т V соответственно, °С;б) для косвенного метода, основанного на гидростатическом принципе

(31)где где dР i , dР i +1 - относительные погрешности измерений гидростатического давления, соответствующие измеряемым уровням наполнения меры вместимости Н i , Н i +1 , %.5.8.8 Относительные погрешности измерений величин, входящих в формулы (22), (24), (26), (27) - (31), определяют с учетом инструментальной, методической и других составляющих погрешности измерений массы продукта.5.8.9 Значения пределов допускаемой относительной погрешности измерений массы продукта, определяемые по формуле (22) или по формулам (24), (26), (27), (29) - (31), не должны превышать значений, установленных в 5.1.5.8.10 Пределы относительной погрешности измерений массы нетто товарной нефти вычисляют по формуле:

(32)где D W М.В - абсолютная погрешность измерений массовой доли воды в товарной нефти, %; D W М.П - абсолютная погрешность измерений массовой доли механических примесей в товарной нефти, %; D W М.С - абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей в товарной нефти, %.Значение dт * при применении косвенных методов измерений массы продукта вычисляют по формуле: (33)где dт - предел допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти или массы нефтепродукта косвенными методами, %.При применении прямых методов измерений массы продукта значение dт * принимают равным относительной погрешности измерений массы продукта с помощью массомера или весов.Абсолютные погрешности измерений массовых долей воды, механических примесей и хлористых солей в товарной нефти определяют по результатам оценки промежуточных показателей прецизионности и правильности стандартных методов измерений в каждой лаборатории, проводящей анализы при учетных операциях, в соответствии с ГОСТ Р ИСО 5725-1 - ГОСТ Р ИСО 5725-6.Допускается до оценки промежуточных показателей прецизионности и правильности стандартных методов измерений в каждой лаборатории определять погрешности измерений в соответствии с ГОСТ Р 8.580.

Приложение А
(справочное)

Коэффициенты объемного расширения продукта b

Таблица А.1

r , кг/м 3

0,00126

Примечание - Значения, приведенные в таблице, используют только для расчета относительных погрешностей МВИ массы продукта по формулам (22), (24), (26), (27), (30), (31).

Библиография

МИ 2632-2001 Государственная система обеспечения единства измерений. Плотность нефти и нефтепродуктов и коэффициенты объемного расширения и сжимаемости. Методы и программа расчета. С.-Пб.: ВНИИМ, 2001(Поправка) МИ 2153-2004 Государственная система обеспечения единства измерений. Плотность нефти. Требования к методикам выполнения измерений ареометром при учетных операциях. С.-Пб.: ВНИИМ, 2004(Поправка) Р 50.1.039-2002 Разработка, обновление и отмена правил и рекомендаций по стандартизации, метрологии, сертификации, аккредитации и каталогизации. М.: ИПК Изд-во стандартов, 2002 МИ 2525-99 Государственная система обеспечения единства измерений. Рекомендации по метрологии государственных научных метрологических центров Госстандарта России. Порядок разработки. М.: ВНИИМС, 1999 МИ 2561-99 Государственная система обеспечения единства измерений. Порядок разработки перечней организаций, которым должны быть разосланы на отзыв проекты нормативных документов ГСИ. М.: ВНИИМС, 1999 МИ 2174-91 Государственная система обеспечения единства измерений. Аттестация алгоритмов и программ обработки данных при измерениях. Основные положения. П.: ВНИИМ, 1991 РМГ 43-2001 Государственная система обеспечения единства измерений. Применение «Руководства по выражению неопределенности измерений». М.: ИПК Изд-во стандартов, 2001 МИ 1552-86 Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения прямые однократные. Оценивание погрешностей результатов измерений. П.: ВНИИМ, 1991 МИ 2083-90 Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения косвенные. Определение результатов измерений и оценивание их погрешностей. П.: ВНИИМ, 1990 МИ 1317-86 Государственная система обеспечения единства измерений. Результаты и характеристики погрешности измерений. Формы представления. Способы использования при испытаниях образцов продукции и контроле их параметров. М.: ВНИИМС, 1986 МИ 1967-89 Государственная система обеспечения единства измерений. Выбор методов и средств измерений при разработке методик выполнения измерений. Общие положения. М.: ВНИИМС, 1989 ПР 50.2.009-94 Государственная система обеспечения единства измерений. Порядок проведения испытаний и утверждения типа средств измерений (с Изменением № 1). М.: ВНИИМС, 1994 Правила сертификации электрооборудования для взрывоопасных сред API 2540 Руководство по нефтяным измерительным стандартам (таблица 54А, главы с 11.1.54.1 по 11.1.54.3, том X, первая редакция, август 1980; глава 11, раздел 2.1 М. Коэффициенты сжимаемости для углеводородов, август 1984 г.) ASTM D 1250-80 Стандартное руководство по применению таблиц измерения параметров нефти и нефтепродуктов ИСО 91-1-92 Нефть и нефтепродукты. Таблицы параметров при температуре 15 °С ИСО 91-2-91 Нефть и нефтепродукты. Таблицы параметров при температуре 20 °С МИ 2842-2003 Государственная система обеспечения единства измерений. Плотность светлых нефтепродуктов. Таблицы пересчета плотности к 15 и 20 °С и к условиям измерений объема. Казань: ВНИИР, 2003 МИ 2543-99 Государственная система обеспечения единства измерений. Цистерны железнодорожные. Методика поверки объемным методом. Казань: ВНИИР, 1999 МИ 1124-86 Государственная система обеспечения единства измерений. Вместимость стальных вертикальных цилиндрических резервуаров с теплоизоляцией. Методика выполнения измерений геометрическим методом. Казань: ВНИИР, 1986 РД 50-156-79 Определение вместимости и градуировка железобетонных цилиндрических резервуаров со сборной стенкой вместимостью до 30000 м 3 геометрическим методом. М.: Изд-во стандартов, 1979 МИ 2579-2000 Государственная система обеспечения единства измерений. Резервуары (танки) речных и морских наливных судов. Методика поверки объемным методом. Казань: ВНИИР, 2000 МИ 1001-99 Государственная система обеспечения единства измерений. Определение поправочного коэффициента на полную вместимость нефтеналивных танков судов при измерении объема нефти. Методика расчета. Казань: ВНИИР, 1999 МИ 1953-88 Государственная система обеспечения единства измерений. Масса народнохозяйственных грузов при бестарных перевозках. Методика выполнения измерений. Казань: ВНИИР, 1988 МИ 2823-21 Государственная система обеспечения единства измерений. Плотность нефтепродуктов при учетно-расчетных операциях. Методика выполнения измерений ареометром. Программа (таблицы) приведения плотности нефтепродуктов к заданной температуре: С.-Пб.: ВНИИМ, 2003.(Поправка) Ключевые слова : масса, масса брутто товарной нефти, масса балласта, масса нетто товарной нефти, продукт, методика выполнения измерений, объем, вместимость, резервуар, цистерна, уровнемер, счетчик, погрешность, уровень, градуировка, поверка, температура, плотность, давление, сжимаемость

Еще документы скачать бесплатно

Постановление 31 О внесении изменений и дополнений в постановление Министерства труда Российской Федерации от 29 июня 1994 г. N 51 "О нормах и порядке возмещения расходов при направлении работников предприятий, организаций и учреждений для выполнения монтажных, наладочных, строительных работ, на курсы повышения квалификации, а также за подвижной и разъездной характер работы, за производство работ вахтовым методом и полевых работ, за постоянную работу в пути на территории Российской Федерации"