.

.

.

.

.

.

.

.

МЕЖДУНАРОДНЫЙ

СТАНДАРТ.

НЕФТЬ И

НЕФТЕПРОДУКТЫ.
Методы измерения массы.
.

.

.

.

.

.

.

Oil and petroleum products.
Methods of mass measurement

.

.

.

Настоящий стандарт устанавливает методы измерения массы (далее – методы) нефти и жидких нефтепродуктов, а также битумов и пластических смазок (далее – продуктов).

Стандарт является основополагающим документом для разработки методик выполнения измерений. 

.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ.

.

1.1. Стандарт регламентирует методы измерений массы брутто и массы нетто продуктов.
Основным методом при поставках на экспорт и коммерческих операциях по нефти и нефтепродуктам, кроме мазутов, битумов и пластичных смазок, является динамический метод с применением счетчиков (расходомеров).

1. 2. Продукты должны соответствовать требованиям действующей нормативно–технической документации.

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

.

2. МЕТОДЫ ИЗМЕРЕНИЙ.

.

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

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

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

2.3.1. Объемно–массовый метод.

2.3.1.1. При применении объемно–массового метода измеряют объем и плотность продукта при одинаковых или приведенных к одним условиях (температура и давление), определяют массу брутто продукта как произведение значений этих величин, а затем вычисляют массу нетто продукта.
2.3.1.2. Плотность продукта измеряют поточными плотномерами или ареометрами для нефти в объединенной пробе, а температуру продукта и давление при условиях измерения плотности и объема соответственно термометрами и манометрами.

2.3.1.3. Определение массы нетто продукта.

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

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

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, метро–штоком 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:

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

2) 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:

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

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

2.4. Математические модели прямых методов и их погрешностей приведены в ГОСТ.
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:

а) 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;

б) 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;
в) 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;
г) 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.
.

.

.

Утверждено Учредителем Компании «ГазТрансНефть» С.И.Шабулдаев

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

ПРИЛОЖЕНИЕ 1 (справочное). ТЕРМИНЫ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ В СТАНДАРТЕ, И ПОЯСНЕНИЯ К НИМ.

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

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

Масса нетто – разность масс брутто и массы балласта. 

.

ПРИЛОЖЕНИЕ 2 (обязательное). МАТЕМАТИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ КОСВЕННЫХ МЕТОДОВ ИЗМЕРЕНИЙ МАССЫ И ИХ ПОГРЕШНОСТЕЙ

.

1. Модель объемно–массового динамического метода.

 (1)

где – масса продукта, кг;

– объем продукта, м;

– плотность продукта, кг/м;

 – разность температур продукта при измерении плотности и объема, °С;
– коэффициент объемного расширения продукта, 1/°С;

 – разность давлений при измерении объема и плотности, МПа;

– коэффициент сжимаемости от давления, 1/МПа.

 (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, м;

 – средние плотности продукта, соответственно, в начале и в конце товарной операции, кг/м;

– коэффициент линейного расширения материала стенок резервуара, 1/°C;

 – разность температур стенок резервуара при измерении объема и при градуировке °С.

2.1. Модель погрешности метода.

 

, (4)

где – уровень продукта в емкости, м;

– абсолютная погрешность измерения уровня наполнения продукта, м;

– относительная погрешность градуировки резервуара, %.

.

.

 (5) или  (6)

где – средние значения площади сечения резервуара, соответственно, в начале и в конце товарной операции, м, определяемые 
как  (– объем продукта, м, – уровень наполнения емкости, м);

 – среднее значение площади сечения части резервуара, на которой отпущен продукт, м;

– ускорение свободного падения, м/с;

 – давление продукта в начале и в конце товарной операции, Па;

– разность давлений продукта в начале и в конце товарной операции, Па.
3.1. Модель погрешности метода.

для формулы (5)

 (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/м;

– концентрация хлористых солей, кг/м;

– 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/м;

– абсолютная погрешность измерения содержания воды, % объемных;

– абсолютная погрешность измерения концентрации хлористых солей, кг/м.

Примечание. Погрешности измерения параметров  в моделях погрешностей методов не учитывают ввиду их малого влияния.

.

ПРИЛОЖЕНИЕ 3 (справочное). 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:

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

2) поточный плотномер с абсолютной погрешностью = ±1,3 кг/м;

3) термометры с абсолютной погрешностью = ±0,5 °C;

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

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

1.2. Измеренный объем продукта = 687344 м.

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

1) температуру продукта при измерении объема = 32 °C;

2) давление при измерении объема = 5,4 МПа;

3) температуру продукта при измерении плотности = 30 °C;

4) давление при измерении плотности = 5,5 МПа;

5) плотность продукта = 781 кг/м.

1.4. По справочникам определяют:

1) коэффициент объемного расширения продукта = 8·10 1/°C;

2) коэффициент сжимаемости продукта от давления = 1,2·10 1/МПа. 

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

кг тыс. т.

1.6. Для определения погрешности метода вычисляют:

относительную погрешность измерения плотности по формуле

где – минимальное допускаемое в методике выполнения измерений (МВИ) значение плотности продукта;

абсолютную погрешность измерения разности температур

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

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

.

2. Объемно–массовый статический метод. 

.

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

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

2) уровнемер с абсолютной погрешностью = ±12 мм;

3) ареометр для нефти (нефте–денсиметр) с абсолютной погрешностью = 0,5 кг/м;
4) термометры с абсолютной погрешностью = ±1 °C.

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

2.2. При измерениях перед отпуском продукта получены следующие результаты:
1) высота налива продукта = 11,574 м;

2) плотность продукта из объединенной пробы в лабораторных условиях при температуре = 22 °C – = 787 кг/м;

3) средняя температура продукта в резервуаре = 34 °C;

4) температура окружающего воздуха = –12 °C.

2.3. При измерениях после отпуска продукта получены следующие результаты:
1) высота налива продукта = 1,391 м;

2) плотность продукта из объединенной пробы в лабораторных условиях при температуре = 22 °C –= 781 кг/м;

3) средняя температура продукта в резервуаре = 32 °C;

4) температура окружающего воздуха = –18 °C.

2.4. По справочникам определяют:

1) коэффициент линейного расширения материала стенок резервуара
1/°C;

2) коэффициент объемного расширения продукта

 1/°C.

2.5. По градуировочной таблице резервуара определяют:

1) объем продукта в резервуаре перед отпуском = 10673,7 м;

2) объем продукта в резервуаре после отпуска = 1108,2 м;

2.6. Вычисляют температуру стенок резервуара:

1) перед отпуском продукта

 °C,

2) после отпуска продукта

 °C..

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:

 °C.

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

2.9.1. В рассматриваемом случае, например, используют резервуар с = 12 м и заданы = 8 м (следовательно, = 4 м)

и = –10 °С.

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

 м,  м. и  м.

2.9.3. Для расчета погрешности определяют значения

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:

3.2. При измерениях получены результаты:

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

3.4. По градуировочной таблице резервуара определяют:

1) объем продукта перед отпуском = 10581,4 м;

2) объем продукта после отпуска = 1297,1 м.

3.5. Вычисляются следующие значения величин:

1) при применении для расчета формулы (5) приложения 2 среднее значение площади сечения резервуара перед отпуском продукта

 м.

и после отпуска продукта

 м;

2) при применении для расчета формулы (6) приложения 2 среднее значение площади сечения части резервуара, из которого отпущен продукт

 м,

разность давлений продукта в начале и в конце товарной операции с учетом изменившегося столба воздуха в резервуаре

 Па,

где – плотность воздуха, кг/м.

3.6. Массу отпущенного продукта вычисляют по формуле (5) или (6), соответственно:
кг тыс. т.

или
кг  тыс. т.

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 и его максимальной плотности, которые должны указываться в МВИ.

3.7.1. В рассматриваемом случае, например, используют резервуар с = 12 м и заданными = 7000 т и = 860 кг/м.

3.7.2. По градуировочной таблице резервуара определяют объем = 11112,1 м, соответствующий , рассчитывают минимальное изменение объема и максимальное значение объема : 

 м и

м.

По градуировочной таблице резервуара определяют уровень = 3,25 м, соответствующий .

3.8. Для расчета погрешности определяют максимальное значение давления столба продукта перед отпуском:

 Па,

после отпуска:

 Па;

среднее значение площади сечения резервуара, соответствующее и :
 м,
 м,

относительную погрешность измерения разности давлений

 %.

3.9. Погрешность гидростатического метода определяют по формуле (7) или (8) приложения 2, соответственно:

%,
 %.

Примечание. В данных расчетах за погрешность  и принимается погрешность градуировки резервуара, равная 0,1%, так как погрешность измерения уровня при применении метода градуировки по ГОСТ не оказывает существенного влияния на погрешность измерения площадей. 

.

4. Методы измерения массы нефти нетто.

.

4.1. При измерении массы нефти брутто были использованы средства измерений и получены результаты, приведенные в п/п. 1 и 3.

4.2. Дополнительно для измерения массы нефти нетто были использованы: 

1) влагомер с абсолютной погрешностью = ±18 % (по объему);

2) солемер с абсолютной погрешностью = ±0,25 кг/м;

3) ареометр для измерения плотности воды с абсолютной погрешностью = 0,5 кг/м.
4.3. По результатам измерений за время отпуска продукта вычисляют следующие параметры (средние арифметические значения):

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

2) концентрацию хлористых солей в нефти = 1,2 кг/м;

3) плотность воды, содержащейся в нефти = 1050 кг/м.

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

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

кг тыс. т.

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

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

 кг тыс. т.

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

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

кг/м.   кг/м.

кг/м. и °С.

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

.

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

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

 кг/м.

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

.

.