Динамический способ определения массы
ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ СОЮЗА ССР
НЕФТЬ И НЕФТЕПРОДУКТЫ
Petroleum and petroleum products.
Methods of mass measurement
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 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 .
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 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.
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.
МАТЕМАТИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ КОСВЕННЫХ МЕТОДОВ ИЗМЕРЕНИЙ МАССЫ И ИХ ПОГРЕШНОСТЕЙ
1. Модель объемно-массового динамического метода
, (1)
— масса продукта, кг;
— объем продукта, м 3 ;
— плотность продукта, кг/м 3 ;
— разность температур продукта при измерении плотности (t ρ ) и объема (t v ), °С;
— коэффициент объемного расширения продукта, 1/°С;
— разность давлений при измерении объема (P v ) и плотности (Р ρ ), 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 δ t , ºC;
— относительная погрешность центрального блока обработки и индикации данных, %.
2. Модель объемно-массового статического метода
(3)
— объемы продукта, соответственно, в начале и конце товарной операции, определяемые по градуировочной таблице резервуара, м 3 ;
— средние плотности продукта, соответственно, в начале и в конце товарной операции, кг/м 3 ;
— коэффициент линейного расширения материала стенок резервуара, 1°С;
— разность температур стенок резервуара при измерении объема (t v ) и при градуировке (t гр ), °С.
2.1. Модель погрешности метода
(4)
— уровень продукта, в емкости, м;
— абсолютная погрешность измерения уровня наполнения продукта, м;
— относительная погрешность градуировки резервуара, %.
3. Модель гидростатического метода
(5) или 
(6)
— средние значения площади сечения резервуара, соответственно в начале и в конце товарной операции, м 2 , определяемые
как 
— ( V — объем продукта, м 3 , Н — уровень наполнения емкости, м);
— среднее значение площади сечения части резервуара, из которой отпущен продукт, м 2 ;
— ускорение свободного падения, м/с 2 ;
— 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
(7)
(8)
— 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 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 :
. (9)
При применении гидростатического метода измерений массы:
, (10)
— масса нефти нетто, кг;
— масса балласта, кг;
— объемная доля воды в нефти, %;
— плотность воды, кг/м 3 ;
— концентрация хлористых солей, кг/м 3 ;
— нормированная массовая доля механических примесей в нефти, %.
4.1. Модели погрешности методов
(11)
,(12)
— абсолютная погрешность измерения плотности воды, кг/м 3 ;
— абсолютная погрешность измерения содержания воды, % объемных;
— абсолютная погрешность измерения концентрации хлористых солей, кг/м 3 .
Примечание. Погрешности измерения параметров β, γ, δ р ,α, 
, 
в моделях погрешностей методов не учитывают ввиду их малого влияния.
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/м 3 ;
термометры с абсолютной погрешностью Δt ±0,5°С;
манометры класса I с верхним пределом диапазона измерения P mах =10 МПа.
Обработка результатов измерений производится на ЭВМ с относительной погрешностью ΔМ = ±0,1%.
1.2. Измеренный объем продукта V = 687344 м 3 .
1.3. По результатам измерений за время прохождения объема вычисляют следующие параметры (средние арифметические значения):
температуру продукта при измерении объема t V = 32°C;
давление при измерении объема P v = 5,4 МПа;
температуру продукта при измерении плотности tρ =30°С;
давление при измерении плотности Р ρ =5,5 МПа;
плотность продукта ρ = 781 кг/м 3 .
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∙ [1+8∙10 -4 ∙ (30—32)] ∙ [1 + 1,2∙10 -3 (5,4-5,5)] = 535892444 кг = 535,9 тыс. т.
1.6. Для определения погрешности метода вычисляют:
относительную погрешность измерения плотности но формуле
где ρ min — 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 м 3 , отградуированный с относительной погрешностью ΔK= ±0,1 % при температуре t гр = 18°C;
уровнемер с абсолютной погрешностью ΔН= ±12 мм;
ареометр для нефти (нефтеденсиметр) с абсолютной погрешностью Δρ = 0,5 кг/м 3 ;
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 H i = 11,574 м;
плотность продукта из объединенной пробы в лабораторных условиях при температуре 
=22°C, ρ i = 787 кг/м 3 ;
средняя температура продукта в резервуаре 
=34°C;
температура окружающего воздуха t i = -12°С.
2.3. При измерениях после отпуска продукта получены следующие результаты:
высота налива продукта H i+1 = 1,391 м;
плотность продукта из объединенной пробы в лабораторных условиях при температуре 
=22°C- ρ i+1 = 781 кг/м 3 ;
ср едняя температура продукта в резервуаре 
=32°C;
температура окружающего воздуха t i+1 =-18°С.
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 V i = 10673,7 м 3 ;
объем продукта в резервуаре после отпуска l/ i+1 = 1108,2 м 3 .
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∙[l+2∙12∙10 -6 (11-18)] ∙784∙ [1+8∙10 -4 ∙(22-34)] – 1108,2∙ [1+2∙12∙10 -6 ∙ (7-18)] ∙781∙ [1+8∙10 -4 ∙ (22-32)] =8286454-858353 = 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 t v над температурой tρ которые должны указываться в MBИ.
2.9.1. В рассматриваемом случае, например, используют резервуар с =l2 м и заданы (H i -H i+i ) min = 8 м и следовательно 
=4 м и 
min = 
min =-10°С
2.9.2. По градуировочной таблице резервуара определяют объемы, соответствующие уровням п. 2.9.1:
2.9.3. Для расчета погрешности определяют значения
и
.
Примечание. В данных расчетах принято допущение о равенстве плотности продукта в резервуаре до начала и после окончания отпуска и плотности отпущенного продукта, что существенно не влияет на оценку погрешности.
2.10. Погрешность объемно-массового статического метода вычисляют по формуле ( 4 ) приложения 2:
3. Гидростатический метод
3.1. При применении гидростатического метода используют следующие средства измерений:
стальной вертикальный цилиндрический резервуар вместимостью 10000 м 3 , отградуированный с относительной погрешностью ΔК= ±0,1 % при температуре t гр =18°С;
уровнемер с абсолютной погрешностью ΔH = ±12 мм;
дифференциальный манометр с относительной погрешностью ΔP i = ΔP i+1 = ±0,25%.
Обработка результатов измерений производится на ЭВМ с относительной погрешностью ΔM = ±0,1%.
3.2. При измерениях получены результаты:
высота налива продукта перед отпуском Н i = 10,972 м;
дифференциальное давление перед отпуском Р i =86100 Па;
высота налива продукта после отпуска Н i+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/с 2 .
3.4. По градуировочной таблице резервуара определяют:
объем продукта перед отпуском V i =10581,4 м 3 ;
объем продукта после отпуска V i+1 = 1297,1 м 3 .
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
= 86100-11800-1,3∙9,815∙ (10,972-1,353) =74200 Па,
где ρ в — плотность воздуха, кг/м 3 .
3.6. Массу отпущенного продукта вычисляют по формуле ( 5 ) или ( 6 ), соответственно:
3.7. При определении погрешности метода учитывают, что она достигает максимума при максимальном для данного резервуара значения 
, указанного в паспорте на резервуар, а также при минимальном значении отпущенного продукта m min и его максимальной плотности ρ mах , которые должны указываться в МВИ.
3.7.1. В рассматриваемом случае, например, используют резервуар с =12 м и заданными m min = 7000 т и ρ mах = 860 кг/м 3 .
3.7.2. По градуировочной таблице резервуара определяют объем 
= 11112,1 м 3 , соответствующий , рассчитывают минимальное изменение объема ΔV и максимальное значение объема 
:
и
По градуировочной таблице резервуара определяют уровень 
= 3,25 м, соответствующий .
3.8. Для расчета погрешности определяют
максимальное значение давления столба продукта перед отпуском:
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 ΔS i , ΔS (i+1) и ΔS ср принимается погрешность градуировки резервуара ΔК, равная 0,1%, так как погрешность измерения уровня при применении метода градуировки по ГОСТ 8.380-80 не указывает существенного влияния на погрешность измерения площадей.
4. Методы измерения массы нефти нетто
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/м 3 ,
ареометр для измерения плотности воды с абсолютной погрешностью Δρв = 0,5 кг/м 3 .
4.3. По результатам измерений за время отпуска продукта вычисляют следующие параметры (средние арифметические значения):
объемную долю воды в нефти φ в = 0,7% (по объему);
концентрацию хлористых солей в нефти ω хс =1,2 кг/м 3 ;
плотность воды, содержащейся в нефти ρ в = 1050 кг/м 3 .
4.4. Массовая доля механических примесей в нефти принимается равной предельному значению по ГОСТ 9965-76 , ω мп = 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 ρ в , содержания воды φ в и концентрации хлористых солей ω хс в нефти, при максимальном превышении температуры t v 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:
Источник
