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.

Общие положения.

Определение массы нефти, нефтепродуктов определяется в настоящее время несколькими ГОСТ:

ГОСТ 26976-86, Нефть и нефтепродукты. Методы измерения массы

ГОСТ Р8.595-2002, Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам измерений

ГОСТ 3900-85, Нефть и нефтепродукты. Методы измерения плотности

Согласно ГОСТ Р8.595-2002, ГОСТ 26976-86 для измерения массы продукта в трубопроводах, цистернах, резервуарах применяют:

Прямой метод динамических измерений;

Косвенный метод динамических измерений;

Прямой метод статических измерений;

Косвенный метод статических измерений;

Косвенный метод статических измерений, основанный на гидростатичес-ком давлении.

Первый способ – измерение массы на потоке с помощью массометров.

Второй способ – массу определяют на потоке по измерениям объёмного расхода и плотности при одинаковых условиях (температура, давление) по формуле 4.1:

m – масса продукта, кг/час;

ρ – плотность продукта, кг/м 3 ;

V – объём продукта, м 3 /час.

Разрешается плотность и объём приводить к стандартным условиям
(t = 15°C, Р изб = 0).

Третий способ – прямое взвешивание авто- и железнодорожных цистерн.

Четвертый способ – массу продукта определяют по результатам измерений: плотности, уровня продукта в емкости, температуры продукта, объёма продукта по градуировочной таблице.

Плотность и уровень замеряют при одинаковых давлении и температуре. разрешается перевод ρ и V к стандартным условиям и тогда

m = ρ ст.усл. V ст.усл.

Пятый способ – масса в ёмкостях определяется измерением гидростатического давления столба жидкости в ёмкости, что основано на следующих отношениях:

Р Т.С. – замеренное манометром давление, Па;

F- сила тяжести продукта над местом установки датчика давления или манометра, Н;

m – масса, кг;

S – площадь сечения резервуара в месте установки датчика, м 2 ;

g – 9,81 м/сек 2 .

Доверительные относительные погрешности измерений массы данными способами при доверительной вероятности 0,95 не должны превышать:

0,1 % - при прямом методе статических измерений;

0,4 % - при косвенном методе статических измерений и косвенном методе, основанном на гидростатическом принципе.

Согласно ГОСТ 26976-86 для прямого и для косвенного методов измерений при массе нетто нефти и нефтепродуктов от 100 т и выше погрешность не должна превышать ±0,5 % и ±0,8 % при измерении массы до 100 т.

Таким образом, более поздний ГОСТ Р8.595-2002 ужесточает требования к замеру массы, однако роль человеческого фактора при замере слишком велика, свойства нефтепродуктов дают определенные отклонения от теоретических зависимостей, поэтому разброс данных при определении массы превышает установленную ГОСТ Р8.595-2002 погрешность – 0,4 %.

В результате Госстандарт постановлением № 157ст от 09.03.2004 вводит изменения в ГОСТ Р8.595-2002 с 01.08.2004, которые изложены в следующей редакции:

0,4 % - при прямом методе измерений взвешиванием расцепленных цистерн;

0,5 % - то же для составов и нерасцепленных цистерн в движении;

0,5 % - при косвенном методе статических измерений и при использовании гидростатического принципа для массы от 100 т и выше;

0,65 % - то же для массы до 100 т;

0,25 % - при прямом и косвенном методах динамических измерений;

Оба эти ГОСТ утверждают методы оценки погрешности при измерении массы различными способами.

Нас будет интересовать измерение массы косвенным методом статических измерений, т.е. замер массы в резервуарах, так как несмотря на установку на многих предприятиях поточных приборов количественного учета, учет более чем на 90 % осуществляется по резервуарам и ёмкостям.

При приёмо-сдаточных операциях масса определяется как разность масс до и после учетной операции. Модель объёмно-массового статистического метода и модель погрешности метода для этого случая представлена ГОСТ 26976-86.

Согласно данного ГОСТ модель объёмно-массового (косвенный статический метод измерения) статического метода выражается уравнением 4.2:

m - масса, полученная в результате товарной операции, кг;

m i - масса, полученная до начала товарной операции, кг;

m i +1 - масса после товарной операции, кг;

V i , V i +1 - объёмы продукта в начале и конце товарной операции, соответственно, м 3 ;

ρ i , ρ i +1 - плотность продукта в резервуаре до и после товарной операции, соответственно, кг/м 3 ;

α - коэфф. линейного расширения материала стенок резервуара, гр -1 ;

β - коэфф. объёмного расширения продукта, гр -1 ;

δ t ст = (t v –t гр) – разность температур стенки при определении объёма в товарной операции и при градуировке резервуара, °С;

δ t ст = (t ρ –t v) – разность температур при измерении плотности и объёма, °С.

Модель погрешности метода выражается формулой 4.3:

, %, (4.3)

Δρ - относительная погрешность измерения плотности;

Н i , i +1 - уровень продукта в емкости до и после товарной операции, м;

ΔН - абсолютная погрешность измерения уровня, м;

ΔК - относительная погрешность калибровки резервуара;

ΔМ - относительная погрешность блока обработки информации, %;

Относительная погрешность измерения плотности:

,

Δρ ареометра – абсолютная погрешность ареометра, кг/м 3 ;

Δρ min – минимальная плотность продукта в товарной операции, кг/м 3 .

Абсолютная погрешность Δδ t измерения разности температур продукта при измерении плотности Δt ρ и объёма Δt v:

.

Следует заметить, что ГОСТ 26976-86 показывает для определения массы также модели объёмно-массового динамического метода и его погрешности, то же для гидростатического метода, для измерения массы нетто нефти.

ГОСТ Р8.595-2002 дополнительно позволяет определять массу в косвенных методах через плотность и объём, приведенные к стандартным условиям (15 °С, Р изб = 0). Поэтому данный ГОСТ утверждает несколько иные модели определения их погрешностей.

Например, для уравнения рассмотренного выше случая погрешность определяется по формуле 4.4:

A i +1 , B i +1 – то же с обозначениями (i+1);

ΔК i – относительная погрешность калибровки, %;

ΔН i – относительная погрешность измерения уровня, %;

К ф i – коэффициент, учитывающий геометрическую форму меры вместимости при взливе Н i ;

Δρ i – относительная погрешность измерения плотности, %;

ΔT ρ , ΔT V – отн. погрешность измерения температуры при замере ρ и V, %;

G i – коэффициент, определяемый по формуле

,

T Vi , T ρi – температуры продукта при замере объёма и плотности.

Если при оценке погрешности какого-либо метода определение массы по данным зависимостям получается погрешность менее, например, ± 0,5 % для объёмно-массового метода, то используемые приборы, калибровки резервуаров отвечают действующим на данный период времени требованиям точности измерений.

4.2 Объёмно-массовый статический метод

(косвенный метод статических измерений)

Использование объёмно-массового статического метода предполагает наличие градуировочных таблиц на резервуары, железнодорожные и автоцистерны, возможность определения уровня продукта в калиброванной емкости и его плотности при данной температуре.

Градуировочные таблицы, как было сказано ранее, выполняются специализированными метрологическими организациями и утверждаются руководителем территориального органа Госстандарта РФ. Вместимость цистерн определяется заводом-изготовителем и затем поверяется органами Госстандарта РФ не реже 1 раза в 2 года.

Уровень продукта в резервуарах замеряют либо стационарными уровнемерами, обеспечивающими вместе с другими используемыми измерительными приборами точность определения массы в соответствии с ГОСТ 26976-86 или ГОСТ Р8.595-2002, либо вручную измерительной рулеткой с лотом, которая должна соответствовать ГОСТ 7502-89. Рулетка с лотом – это стальная лента, на которую через 1 мм нанесены деления, к ленте крепится груз – массивный стальной цилиндр с делениями через 1 мм, который обеспечивает натяжение ленты и измерение малых уровней.

Уровень нефтепродукта в железнодорожных цистернах замеряют вручную метрштоком (ТУ 112-РСФСР-029-90). Метршток – стальная линейка с нанесенными через каждый мм делениями.

Объём продукта в автоцистернах определяется по указателю уровня налива, устанавливаемому в горловине котла цистерны. Указатель уровня соответствует её действительной вместимости. В настоящее время почти на всех предприятиях объём продукта, отпускаемого в автоцистерну, определяется по показаниям объёмных счетчиков, погрешность которых не должна превышать ± 0,25 %.

Измерение уровня рулеткой с лотом осуществляют в такой последовательности:

Проверяют базовую высоту (или иначе трафаретную высоту). Полученный результат сравнивают с известной величиной, нанесенной на резервуар. Если оба результата отличаются более чем на 0,1 % от Н баз, то необходимо выяснить причину и устранить её;

Опускают осторожно без искривлений измерительную ленту с грузом (лотом), не допуская никаких волн на поверхности жидкости, лента должна быть в натянутом состоянии. Таким же образом осуществляют подъём, чтобы избежать искажения линии смачивания;

Отсчет уровня производят по линии смачивания сразу после появления смоченной части ленты над замерным люком;

Измерение повторяют дважды, расхождение в показаниях не должно превышать 1 мм;

Измерение уровня метрштоком производят дважды с одной и с другой по диаметру стороны люка. Метршток не должен попадать в углубление на дне для нижних сливных устройств. Расхождение в замерах не должно превышать 1 мм;

При наличии подтоварной воды её уровень определяют с помощью тех же средств, но на лот прикрепляют ленту с нанесенной на неё водочувствительной пастой, которая под действием воды изменяет свой цвет. Высота ленты другого цвета и соответствует уровню подтоварной воды. То же справедливо и для замеров метрштоком. Для определения фактического объёма нефти или нефтепродукта необходимо из объёма, соответствующего общему уровню наполнения, вычесть объём, соответствующий уровню воды.

Приложение № 4

к Правилам перевозок жидких грузов наливом в вагонах-цистернах
и вагонах бункерного типа для перевозки нефтебитума

Порядок определения массы нефти и нефтепродуктов в вагонах-цистернах расчетным способом

В настоящем приложении приведен порядок определения массы нефти и нефтепродуктов в вагонах-цистернах объемно-массовым статическим методом, включающий в себя отбор проб для определения температуры и плотности груза, выполнение замеров высоты налива и расчет массы груза в вагоне-цистерне.

1. Количество продукции при отгрузке и приемке определяется объемно-массовым статическим методом, то есть замером высоты налива нефтепродукта в цистерне метрштоком, определением объема по таблицам калибровки, замером плотности и последующим расчетом массы нефтепродукта.

Допускается производить определение массы груза в железнодорожной цистерне путем взвешивания на вагонных весах массы тары и массы брутто и последующим определением массы нетто.

2. Порядок отбора проб, определения среднеобъемной температуры и плотности нефтепродукта, залитого в железнодорожную цистерну.

2.1. Для определения среднеобъемной температуры и плотности груза пробы из вагонов-цистерн отбираются в соответствии с ГОСТ 2517 "Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб". Точечную пробу из вагона-цистерны отбирают переносным пробоотборником с уровня, расположенного на высоте 0,33 внутреннего диаметра цистерны, считая от нижней образующей котла. Схема производства отбора проб представлена на рис. 1. Уровни отбора точечных проб из вагонов-цистерн, находящихся в эксплуатационном парке сети, приведены в табл. 1.

Рис. 1 Схема отбора проб нефтепродуктов из железнодорожных цистерн

Таблица 1

Уровни отбора проб нефтепродуктов из железнодорожных цистерн (согласно ГОСТ 2517)

Тип калибровки цистерн	14	15	16	17	18	24	25	25a	31	53, 53a	61	62*	62	63	66	67	69	70	71	72
	209	209	210	210	208	210	218,5	220,5	218,5	218,5	217,5	212,5*	217,5	243	217,5	218,5	232,5	232,5	225,5	231

Тип калибровки цистерн	79	80	81	82	83	85	86	87	88	89	90	91	92	93	94	95	96	99	100	101
Уровни отбора проб, считая от верхней грани горловины люка-лаза (колпака), см	205	210	204	215	212	204	204	204	204	207	217,5	206	217,5	217,5	204	204	204	204	208	217,5

Примечание: * - Для цистерн, имеющих высоту колпака 85 мм.

2.2. Переносные пробоотборники (рис. 2) для отбора проб нефтепродуктов должны иметь крышки или пробки, обеспечивающие их герметичность, и легко открываться на заданном уровне. Масса переносного пробоотборника должна быть достаточной, чтобы обеспечить его погружение в нефтепродукт

2.3. Перед каждым отбором проб необходимо осматривать пробоотборник для выявления возможных дефектов корпуса, пробок, крышек, прокладок, нарушающих герметичность пробоотборника, а также наличия посторонних жидкостей и предметов. Во избежание загрязнения переносные пробоотборники переносятся в чехлах, футлярах или другой упаковке.

Рис. 2 Переносной пробоотборник

2.4. Закрытый пробоотборник опускают до заданного уровня согласно табл. 1 так, чтобы отверстие, через которое происходит его заполнение, находилось на уровне, обозначенном на рис. 1. При измерении температуры и плотности нефтепродукта пробоотборник выдерживают на заданном уровне до начала его заполнения не менее 5 мин, открывают крышку или пробку, заполняют пробоотборник и поднимают его.

2.5. Бутылку с отобранной пробой легкоиспаряющегося нефтепродукта вынимают из каркаса, герметично закрывают, а для отбора следующей пробы вставляют сухую чистую бутылку.

2.6. Точечные пробы из нескольких цистерн с нефтепродуктами одной марки отбирают из каждой четвертой цистерны, но не менее чем из двух цистерн. При сливе нефтепродуктов разных марок или нефтепродуктов одной марки, но имеющих разные качественные паспорта (сертификаты) грузоотправителя, пробы отбирают и анализируют отдельно. Точечные пробы нефтепродуктов, предназначенных для поставки на экспорт, для длительного хранения, отбирают из каждой цистерны.

2.7. При выполнении работ по отбору проб следует соблюдать правила техники безопасности и пожарной безопасности при обращении с нефтепродуктами.

Переносные пробоотборники должны быть изготовлены из материала, не образующего искр при ударе (алюминия, бронзы, латуни и др.). В целях предотвращения вдыхания вредных паров нефтепродуктов при отборе проб необходимо стоять спиной к ветру. Отбор проб нефтепродуктов следует производить при наличии не менее чем двух человек.

На эстакадах налива и слива должны быть установлены светильники, изготовленные во взрывозащищенном исполнении. Отбор проб следует производить в специальной одежде и обуви, изготовленных из материалов, не накапливающих статическое электричество.

Для крепления пробоотборника должны использоваться гибкие, не дающие искр, металлические тросики, а также шнуры (веревки) из неэлектропроводных материалов, на поверхности которых должен быть закреплен многожильный, не дающий искр, неизолированный металлический проводник, соединенный с пробоотборником. Перед отбором проб тросик или проводник должны заземляться.

2.8. Пробу нефтепродукта из железнодорожной цистерны допускается отбирать через 10 мин после окончания ее налива. Запрещается отбирать пробы нефтепродуктов во время грозы.

2.9. Для определения массы груза объемно-массовым статическим методом необходимо иметь значения плотности жидкости в цистерне при температуре налива. Плотностью жидкости является ее масса в единице объема. В соответствии с международной системой единиц СИ в качестве единицы измерения плотности применяют килограмм на кубический метр (кг/м 3). Для практических целей допускается измерять плотность в граммах на кубический сантиметр (г/см 3). Плотность наливных грузов определяют в соответствии с ГОСТ 3900 "Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности" с помощью ареометров (рис. 3) или других специальных измерительных приборов.

Рис. 3 Ареометр

Ареометр представляет собой запаянную с обеих сторон трубку 1, уширенную книзу. В узкой верхней части ареометра помещена шкала 2, каждое деление которой соответствует 0,0005 г/см 3 . В уширенной части прибора может быть помещен термометр со шкалой 3. Ареометр для нефти изготавливают по ГОСТ 18481.

Нефтепродукт, предназначенный для определения плотности, наливается в устойчивый стеклянный цилиндр (по ГОСТ 18481), высота которого должна быть больше длины ареометра. Чистый и сухой ареометр осторожно погружают в испытуемую жидкость плавно и строго вертикально, поддерживая его за верхний конец, не допуская смачивания части трубки, расположенной выше уровня жидкости. Необходимо следить за тем, чтобы ареометр не касался стенок и дна цилиндра.

После прекращения вертикальных колебаний ареометра производится отсчет по верхнему краю 2 мениска нефтепродукта, то есть по границе смачиваемости трубки 1 ареометра (рис. 4).

Показание ареометра отсчитывается с точностью до 0,0005 г/см 3 , при этом глаз наблюдателя должен находиться на уровне мениска жидкости.

Одновременно с замером плотности определяют температуру нефтепродукта по термометру ареометра или отдельному термометру (по ГОСТ 400).

Температуру продукта измеряют во всех случаях непосредственно у цистерны сразу же после извлечения пробоотборника из цистерны. Необходимо следить за тем, чтобы термометр не касался стенок и дна цилиндра. Определение плотности нефтепродукта непосредственно на месте отбора проб допускается только при соблюдении следующих условий:

• имеется ровная устойчивая горизонтальная площадка, не подверженная сотрясениям и удобная для производства измерений;
• измерительные приборы полностью защищены от воздействия ветра и атмосферных осадков.

При несоблюдении указанных условий плотность отобранной пробы нефтепродукта определяется в закрытом помещении с обязательным последующим приведением полученного значения плотности к плотности нефтепродукта при среднеобъемной температуре груза в цистерне.

2.10. Плотность нефтепродуктов зависит от температуры, уменьшаясь с повышением и увеличиваясь с понижением температуры, поэтому для сравнения численных значений принята плотность, определенная при 20°С.

На практике нефтепродукт отгружается или поступает под выгрузку с температурой, отличающейся от 20°С, поэтому для установления соответствия качественному паспорту (сертификату) поставщика или техническим нормам, изложенным в ГОСТ или ТУ, плотность, определенную ареометром в пробе из железнодорожных цистерн, переводят в плотность при 20°С, используя данные таблиц ГОСТ 3900.

В паспорте качества (сертификате) имеются данные о плотности нефтепродукта при температуре +20°С. Тогда плотность нефтепродукта ρ t , [г/см 3 ] при любой температуре t можно определить по формуле:

Где ρ 20 - плотность нефтепродукта при температуре 20°С согласно качественному паспорту (сертификату), г/см 3 ;
α - температурная поправка плотности на 1°С, г/см 3 .

Температурная поправка a определяется, исходя из значения плотности нефтепродукта при температуре 20°С по табл. 2.

Таблица 2

Плотность нефтепродукта при 20°С, г/см 3	0,6900 ÷ 0,6999	0,7000 ÷ 0,7099	0,7100 ÷ 0,7199	0,7200 ÷ 0,7299	0,7300 ÷ 0,73999	0,7400 ÷ 0,7499	0,7500 ÷ 0,7599	0,7600 ÷ 0,7699	0,7700 ÷ 0,7799	0,7800 ÷ 0,7899	0,7900 ÷ 0,7999	0,8000 ÷ 0,8099	0,8100 ÷ 0,8199	0,8200 ÷ 0,8299	0,8300 ÷ 0,8399	0,8400 ÷ 0,8499	0,8500 ÷ 0,8599	0,8600 ÷ 0,8699	0,8700 ÷ 0,8799	0,8800 ÷ 0,8899	0,8900 ÷ 0,8999
	9,10	8,97	8,84	8,70	8,57	8,44	8,31	8,18	8,05	7,92	7,78	7,65	7,52	7,38	7,25	7,12	6,99	6,86	6,73	6,60	6,47

2.11. Иногда в сопроводительных документах указывают плотность нефтепродукта, определенную при температуре +15°С. Если данные о плотности груза при 20°С отсутствуют, для сравнения плотности нефтепродукта при его реальной температуре с плотностью при 15°С используют формулу:

В этом случае температурная поправка плотности на 1°С a принимается по данным табл. 3.

Таблица 3

Средние температурные поправки плотности нефтепродуктов

Плотность нефтепродукта при 15°С, г/см 3	0,6945 ÷ 0,7044	0,7045 ÷ 0,7143	0,7144 ÷ 0,7243	0,7244 ÷ 0,7343	0,7344 ÷ 0,7442	0,7443 ÷ 0,7541	0,7542 ÷ 0,7640	0,7641 ÷ 0,7740	0,7739 ÷ 0,7839	0,7840 ÷ 0,7938	0,7939 ÷ 0,8039	0,8038 ÷ 0,8137	0,8138 ÷ 0,8236	0,8237 ÷ 0,8336	0,8337 ÷ 0,8435	0,8436 ÷ 0,8535	0,8536 ÷ 0,8634	0,8635 ÷ 0,8733	0,8734 ÷ 0,8832	0,8833 ÷ 0,8932	0,8933 ÷ 0,9031
Температурная поправка на 1°С, (·10 -4) г/см 3	9,10	8,97	8,84	8,70	8,57	8,44	8,31	8,18	8,05	7,92	7,78	7,65	7,52	7,38	7,25	7,12	6,99	6,86	6,73	6,60	6,47

3. Порядок определения объема жидкости в железнодорожной цистерне.

3.1. Объем жидкости в цистернах определяется по "Таблицам калибровки железнодорожных цистерн", исходя из типа калибровки цистерны и высоты налива.

Калибровочный тип цистерны обозначается только типовыми металлическими цифрами, приваренными к боковой поверхности котла под номером цистерны.

3.2. Высота налива нефтепродукта определяется специальным измерительным прибором - метрштоком, представляющим собой металлическую составную трубу с длиной шкалы до 3,5 м. Цена наименьшего деления шкалы составляет 1 мм.

3.3. Высота налива замеряется в двух противоположных точках люка-лаза (колпака) по продольной оси цистерны не менее двух раз в каждой точке. Для производства замеров метршток плавно и строго вертикально опускается через люк-лаз до нижней образующей котла. Необходимо избегать резких ударов о дно цистерны и следить за тем, чтобы метршток не упирался в выступающие части цистерны и универсального сливного прибора, лестницы или другие посторонние предметы. Опущенный до соприкосновения с нижней образующей котла, метршток быстро и плавно извлекается. Высота налива в сантиметрах отсчитывается по линии смачивания метрштока нефтепродуктом. Расхождение между двумя отсчетами замера не должно превышать 0,5 см, в противном случае измерение повторяется. За высоту налива нефтепродукта принимают среднее арифметическое результатов замеров, произведенных в двух противоположных точках. Полученный результат округляется до целого сантиметра: величина менее 0,5 см отбрасывается, а 0,5 см и более принимается за целый сантиметр.

3.4. При измерении высоты налива светлых нефтепродуктов (особенно бензина) рекомендуется шкалу метрштока в районе предполагаемого отсчета натереть мелом для лучшего определения линии смачивания.

3.5. По полученной высоте налива в сантиметрах для каждого калибровочного типа по соответствующей таблице калибровки определяется объем налитого нефтепродукта.

От правильности замера высоты налива, плотности и температуры нефтепродукта зависит точность определения массы груза в цистерне.

3.6. Расчет массы нефтепродукта в цистернах объемно-массовым статическим методом.

Для определения массы нефтепродукта этим способом необходимо:

• замерить метрштоком высоту налива;
• отобрать пробу продукта с уровня, соответствующего 0,33 диаметра цистерны, считая от нижней образующей котла;
• немедленно после извлечения пробы из цистерны замерить среднеобъемную температуру и плотность нефтепродукта ареометром;
• установить тип калибровки цистерны по соответствующим знакам на ее котле;
• согласно замеренной высоте налива по соответствующей таблице калибровки определить объем нефтепродукта;
• рассчитать массу нефтепродукта в цистерне, умножив определенный по таблицам калибровки объем нефтепродукта на его плотность при среднеобъемной температуре в цистерне.

3.7. Используемые для определения массы нефтепродукта приборы (термометр, ареометр, метршток) должны быть поверены, иметь соответствующие клейма и свидетельства Госповерителя.

3.8. Пример определения массы наливного груза расчетным путем.

Исходные данные. Нефтепродукт перевозится в цистерне типа калибровки 62. Высота налива, установленная метрштоком: 2746 мм. Плотность нефтепродукта при температуре +20°C, по данным паспорта качества: 0,824 г/см 3 . Температура груза в цистерне по данным измерений: -12°C. Требуется определить массу перевозимого нефтепродукта.Расчет. Масса нефтепродукта определится по формуле:

Где V - объем груза в вагоне, дм 3 ;
ρ - плотность груза, кг/дм 3 .

Объем груза при высоте налива 275 см (по правилам округления 274,6 см округляется в большую сторону до 275 см) для данного типа цистерн в соответствии с Таблицей калибровки (тип 62) составляет 69860 дм 3 .

Плотность нефтепродукта при данной температуре:

1. Определяется разность температур +20°C - (-12°C) = 32°C;
2. Температурная поправка на 1°C согласно таблице 2 средних температурных поправок плотности нефтепродуктов для плотности 0,8240 кг/дм 3 составит 0,000738 кг/дм 3 ; соответственно на 32°C составит 0,000738´32 = 0,023616 кг/дм 3 , или округленно 0,0236 кг/дм 3 ;
3. При температуре груза более +20°С полученное произведение (0,0236 кг/дм 3) вычитается из значения плотности при +20°С, а при температуре нефтепродукта в цистерне ниже +20°С, полученное произведение прибавляется к значению плотности при +20°С.
Пункт 5, 6

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

и

.

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

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

3. Гидростатический метод

3.1. При применении гидростатического метода используют следующие средства измерений:

стальной вертикальный цилиндрический резервуар вместимостью 10000 м3, отградуированный с относительной погрешностью 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:

Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности

2 Таблицы в электронном виде входят в поставочный комплект методик измерений.

5.5.3 При температуре измерения объема нефтепродукта измерение плотности должно осуществляться в лабораторных условиях в термостате при температуре измерения его объема. Иные методы определения плотности для данного случая не допустимы.

6 ТРЕБОВАНИЯ К ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЙ

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и объема нефтепродукта при косвенном методе динамических измерений не должны превышать значений, приведенных в таблице 1.

Таблица 1

7 СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ И ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА

7.1 При выполнении измерений массы и объема нефтепродукта применяют следующие СИ и другие технические средства, не образующие измерительные системы:

7.1.1 Неавтоматизированные СИ:

Счетчик объема (расходомер) с пределами допускаемой относительной погрешности измерения объема не более ±0,15 %;

Термометры ртутные стеклянные по ГОСТ 28498 или ГОСТ 400 с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±0,5 °С, используемые для определения температуры нефтепродукта;

СИ и технические средства, используемые для определения плотности нефтепродукта по ГОСТ 3900 или по ГОСТ Р 51069 . Требования к ним изложены в .

7.1.2 Автоматизированные СИ:

Счетчик объема (расходомер) с пределами допускаемой относительной погрешности измерения объема не более ±0,15 %;

Термопреобразователь, установленный в трубопроводе с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±0,5 °С;

Поточный плотномер с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±0,3 кг/м 3 .

7.1.3 Персональные компьютеры или технические средства для обработки и вычисления результатов измерений.

7.2 Измерительные системы в составе:

Канала (каналов) измерения объема нефтепродукта с использованием счетчиков объема (расходомеров)с пределами допускаемой относительной погрешности измерения объема не более ±0,15 %;

Канала (каналов) измерения температуры нефтепродукта с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±0,5 °С;

Канала (каналов) измерения плотности нефтепродукта с использованием поточных плотномеров с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±0,3 кг/м 3 ;

СОИ с пределом допускаемой относительной погрешности не более ±0,05 %.

7.3 СИ и технические средства в ИЛ (ИЦ):

7.3.1 При определении плотности ареометром по ГОСТ 3900 :

ГОСТ 18481 типа АН, АНТ-1. Допускается применять аналогичные ареометры, отградуированные по нижнему мениску;

ГОСТ 18481

Термометры ртутные стеклянные лабораторные типа ТЛ-4 № 4 по техническим условиям ТУ 25-2021.003 или термометры стеклянные для испытаний нефтепродукта типа ТИН-5 по ГОСТ 400 при использовании ареометров типа АН. Термометр должен быть откалиброван на полное погружение с ценой деления 0,1 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±0,2 °С;

Термостат или водяная баня для поддержания температуры с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±0,2 °С.

7.3.2 При определении плотности ареометром по ГОСТ Р 51069 :

Ареометры для нефтепродукта по ГОСТ 18481 ;

Цилиндры для ареометров стеклянные по ГОСТ 18481 или металлические соответствующих размеров;

Термометры ртутные стеклянные типа ТЛ-4 № 2 и № 3 по техническим условиям или термометры стеклянные для испытаний нефтепродукта типа ТИН-5 по ГОСТ 400 при использовании ареометров типа АН. Термометр должен быть откалиброван на полное погружение с ценой деления 0,1 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,2 °С;

Термостат или водяная баня для поддержания температуры с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,2 °С.

Примечание - Метрологические характеристики ареометров и термометров выбираются по таблицам № 1 и № 2 ГОСТ Р 51069 .

7.4 Допускается приметать другие аналогичные по назначению СИ и технические средства, допущенные к применению в установленном порядке, если их характеристики не уступают указанным в настоящей Рекомендации.

7.5 СИ и ИС должны иметь сертификаты об утверждении типа в соответствии с ПР 50.2.009 . Измерительные системы, собираемые на месте эксплуатации (ИС-2 согласно ГОСТ Р 8.596), должны быть внесены в Государственный реестр, как СИ единичного типа.

7.6 СИ и ИС, участвующие в измерении массы нефтепродукта, подлежат поверке в соответствии с ПР 50.2.006 и должны иметь действующие свидетельства о поверке или оттиски поверительных клейм.

7.7 Программное обеспечение, применяемое в составе СОИ ИС, должно быть аттестовано в установленном порядке в соответствии с МИ 2955 , МИ 2676 , МИ 2174 .

7.8 Периодичность поверки СИ, применяемых при измерениях массы нефтепродукта, должна соответствовать межповерочному интервалу, установленному при утверждении типа. Изменение межповерочного интервала проводится органом Государственной метрологической службы по согласованию с метрологической службой юридического лица.

7.9 Технологические трубопроводы должны быть отградуированы (определена вместимость) в соответствии с МИ 2800 . Градуировочную таблицу на технологический трубопровод составляют суммированием вместимостей отдельных трубопроводов.

Градуировочную таблицу на отдельный трубопровод составляют суммированием вместимостей его участков. Периодичность градуировки не реже одного раза в десять лет.

8 УСЛОВИЯ ИЗМЕРЕНИЙ

8.1 При выполнении измерений соблюдают следующие условия:

Температура окружающего воздуха от - 40 °С до + 50 °С;

Скорость ветра не более 12,5 м/с.

Примечание - Технические характеристики применяемых СИ и технических средств должны соответствовать вышеуказанным условиям.

8.2 Измерение плотности нефтепродукта в отобранной пробе должно проводиться в лаборатории или специально оборудованном помещении.

9 КВАЛИФИКАЦИЯ ОПЕРАТОРОВ, ТРЕБОВАНИЯ ОХРАНЫ ТРУДА И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

9.1 К выполнению измерений и обработке их результатов допускают лиц, достигших 18 лет, имеющих квалификацию оператора не ниже 4-го разряда, прошедших обучение и проверку знаний требований охраны труда в соответствии с ГОСТ 12.0.004 , годных по состоянию здоровья и ознакомленных с настоящей Рекомендацией.

Лица, выполняющие измерения, должны:

Соблюдать требования по охране труда, промышленной и экологической безопасности и правила пожарной безопасности, распространяющиеся на объект, на котором проводят измерения;

Выполнять измерения в специальной одежде и обуви в соответствии с ГОСТ 12.4.111 , ГОСТ 12.4.112 , ГОСТ 12.4.137 . 1 000 000

9.2 Выполнение измерений проводят в соответствии с утвержденными действующими правилами и нормативными документами:

В области охраны труда и промышленной безопасности - ПБ 09-560 , ПОТ Р М-021 ;

В области соблюдения безопасной эксплуатации электроустановок - ПОТ Р М-016 ;

В области охраны окружающей среды и атмосферного воздуха - Федеральными законами «Об охране окружающей среды» , «Об охране атмосферного воздуха» и другими действующими законодательными актами на территории РФ.

9.4 Площадка, на которой установлена автоматизированная система налива (слива), должна содержаться в чистоте, без следов нефтепродукта, и быть оборудована первичными средствами пожаротушения. Не допускается выбросов и выделений нефтепродукта в окружающую среду.

9.5 Открытые сливо-наливные эстакады для нефтепродукта должны освещаться прожекторами. Закрытые сливо-наливные эстакады и сливо-наливные эстакады под навесами должны освещаться светильниками во взрывозащищенном исполнении, расположенными на строительных конструкциях навесов, зданий и в других местах, где исключается механическое повреждение электропроводки и светильников. При необходимости контроля за состоянием и уровнем налива следует применять безопасные аккумуляторные фонари во взрывозащищенном исполнении. Включать и выключать фонари следует за пределами взрывоопасной зоны.

9.6 Сливо-наливные эстакады для нефтепродукта должны быть защищены от прямых ударов молнии и от электрической индукции. Защита от статического электричества должна соответствовать требованиям правил .

9.7 При выполнении работ по отбору проб следует соблюдать требования безопасности, регламентируемые ГОСТ 2517 , в том числе:

Переносные пробоотборники должны быть изготовлены из материала, не образующего искр при ударе (алюминия, бронзы, латуни и др.);

Для крепления переносного пробоотборника используют гибкие, не дающие искр, металлические тросики. При применении шнуров (веревок и т.д.) из неэлектропроводных материалов - на их поверхности должен быть закреплен многожильный, не дающий искр, неизолированный металлический проводник, соединенный с пробоотборником. Перед отбором проводник - должен заземляться с элементами меры вместимости;

Запрещается отбирать пробы нефтепродукта на открытом воздухе во время грозы.

9.8 Электрооборудование (СИ и вспомогательные устройства), применяемое при выполнении измерений, должно быть изготовлено во взрывозащищенном исполнении, соответствующему классу взрывоопасной зоны по ГОСТ Р 51330.9 места применения, отвечать требованиям ГОСТ 22782.0 , ГОСТ Р 51330.0 , иметь разрешение Ростехнадзора, полученное на основании заключения экспертизы промышленной безопасности на применение во взрывоопасных зонах.

10 ПОДГОТОВКА К ВЫПОЛНЕНИЮ ИЗМЕРЕНИЙ

10.1 Подготовка к выполнению измерений проводится в соответствии с технической документацией на СИ и другие технические средства, приметаемые при измерениях.

10.2 Проверяют включенное состояние оборудования и наличие напряжения питания.

10.3 Проверяют наличие связи между вторичной аппаратурой и преобразователями.

10.4 Проверяют состояние оборудования, герметичность фланцевых соединений, контролируют отсутствие утечек нефтепродукта, отсутствие посторонних шумов и вибраций на измерительных линиях, исправность СИ, целостность пломб и клейм.

10.5 Проводят измерение и вычисление объема и массы нефтепродукта согласно разделу .

11 ВЫПОЛНЕНИЕ ИЗМЕРЕНИЙ И ВЫЧИСЛЕНИЙ

Примечание - В случае, если плотность измеряется ареометром, в результат измерения плотности вносится поправка на температурное расширение стекла для ареометров, рассчитываемая по формулам или приложения .

11.1 Измерение и вычисление объема и массы нефтепродукта косвенным методом динамических измерений средствами измерений, не образующими измерительные системы.

11.1.1 Объем нефтепродукта измеряют с помощью счетчика объема (расходомера).

11.1.2 Плотность нефтепродукта измеряют одним из следующих способов:

Поточным плотномером, установленным в трубопроводе по методике, изложенной в инструкции по его эксплуатации;

Ареометром в пробе, отобранной из трубопровода по ГОСТ 2517 .

Примечание - Измерение плотности ареометром проводят по ГОСТ Р 51069 или по ГОСТ 3900 в лаборатории или в специально оборудованном месте, защищенном от ветра, осадков, солнечной радиации и оснащенном столиком с ровной, горизонтальной поверхностью.

11.1.3 Температуру нефтепродукта при определении массы измеряют одним из следующих способов:

Термометром в пробе, отобранной из трубопровода по ГОСТ 2517 ;

Термопреобразователем, установленным в трубопроводе по методике, изложенной в инструкции по его эксплуатации.

11.1.4 Вычисление массы нефтепродукта.

11.1.4.1 При приведении плотности и объема нефтепродукта к 20 °С массу нефтепродукта, кг, вычисляют по формуле:

где V 15 - объем нефтепродукта, приведенный к 15 °С, м 3 ;

r 15 - плотность нефтепродукта, приведенная к 15 °С, кг/м 3 .

11.1.4.3 При приведении плотности к температуре измерений объёма массу нефтепродукта, кг, вычисляют:по формуле:

где V - объем нефтепродукта, при температуре его измерений, м 3 ;

r tv - плотность нефтепродукта, приведённая к температуре измерений объёма, кг/м 3 .

Примечания :

1. Алгоритмы вычислений объема и плотности реализованы в ПО и изложены в приложении .

2. При проведении измерений плотности ареометром вместо значения плотности (r tv ) в формуле () используется значение плотности (r * ), определяемое по формуле ().

3. Значение (r tv ) автоматически рассчитывается в ПО или определяется в лабораторных условиях в термостате при температуре измерения объема, кг/м 3 .

11.2 Измерение и вычисление массы нефтепродукта косвенным методом динамических измерений измерительными системами.

11.2.1 Объем нефтепродукта измеряют каналом (каналами) измерения объема нефтепродукта с использованием счетчиков объема (расходомеров).

11.2.2 Температуру нефтепродукта измеряют каналом (каналами) измерения температуры с использованием электронных термометров, установленных в трубопроводе.

11.2.3 Плотность нефтепродукта измеряют каналом (каналами) измерения плотности с использованием поточных плотномеров, установленных в трубопроводе.

11.2.4 Массу брутто нефтепродукта вычисляют согласно .

12 ОЦЕНИВАНИЕ ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИИ

12.1 Пределы относительной погрешности измерений массы нефтепродукта, %, вычисляют по формуле:

b ГОСТ Р 8.595 ;

t v , t p - температура нефтепродукта при измерении объема и при измерении плотности соответственно, °С;

d р - относительная погрешность измерений плотности нефтепродукта, %;

∆t p - абсолютная погрешность измерений температуры нефтепродукта при измерении плотности, °С;

∆t v - абсолютная погрешность измерений температуры нефтепродукта при измерении объема, °С;

d N - .

Относительная погрешность измерений плотности нефтепродукта:

где d V - относительная погрешность измерений объема, %, принимают равной относительной погрешности счетчика объема (расходомера);

dr - относительная погрешность измерений плотности нефтепродукта, %;

d t v r - составляющая относительной погрешности измерений массы нефтепродукта за счет абсолютных погрешностей измерений температур t v , t p , %;

d N - относительная погрешность средства обработки результатов измерений при вычислении массы, %.

Составляющую относительной погрешности измерений массы нефтепродукта (d t vp) за счет абсолютных погрешностей измерений температур t v и t p , вычисляют по формуле:

где ∆t r , ∆t v - абсолютные погрешности измерений температур t r , t v , °С;

b - коэффициент объемного расширения нефтепродукта, 1/°С, значение которого определяют по таблице А.1 ГОСТ Р 8.595 .

Примечания :

Если для применяемых СИ и каналов ИС заданы как абсолютные, так и относительные погрешности, то для вычисления относительной погрешности измерений массы нефтепродукта применяют формулы () или ().

Если заданы только относительные погрешности (как правило, для ИС), то для вычисления относительной погрешности измерений массы нефтепродукта применяют следующую формулу:

где d V - относительная погрешность измерений объема, %, принимают равной относительной погрешности счетчика объема (расходомера);

dr - относительная погрешность измерений плотности нефтепродукта, %;

b - коэффициент объемного расширения нефтепродукта, 1/°С, значение которого определяют по таблице А.1 ГОСТ Р 8.595 ;

∆t r - абсолютная погрешность измерения температуры нефтепродукта при измерении плотности, °С.

13 ОБРАБОТКА РЕЗУЛЬТАТОВ ИЗМЕРЕНИЙ

13.1 Значение массы нефтепродукта, кг, округляют до целых значений.

Значение объема нефтепродукта, м 3 , округляют до трех знаков после запятой.

13.2 Для учета нефтепродукта принимается значение массы в килограммах с округлением до целых значений.

14 ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ АТТЕСТАЦИИ МЕТОДИКИ ИЗМЕРЕНИЙ

14.1 Аттестацию методики измерений проводят в соответствии с ГОСТ Р 8.563 .

14.2 Аттестация методики измерений осуществляется на основе результатов метрологической экспертизы материалов разработки методики измерений, включающих документ (раздел, часть документа), регламентирующий методику измерений, применяемую предприятием на конкретной учетной операции, и результатов экспериментального или расчетного оценивания характеристик погрешности методики измерений (относительных погрешностей измерений массы и объема нефтепродукта).

14.3 Аттестацию методик измерений, применяемых в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, осуществляют метрологические службы предприятий, аккредитованные на право проведения аттестации методик измерений в соответствии с ПР 50.2.13 , государственные научные метрологические центры, органы Государственной метрологической службы.

При положительных результатах аттестации:

Оформляют свидетельство об аттестации методики измерений согласно форме ГОСТ Р 8.563 ;

Регистрируют методику измерений в Федеральном реестре методик измерений;

Документ, регламентирующий методику измерений, утверждают в порядке, установленном на предприятии (приказ, распоряжение);

В документе, регламентирующем методику измерений, указывают «методика измерений аттестована» с обозначением предприятия, метрологическая служба которого осуществляла аттестацию, либо государственного научного метрологического центра или органа Государственной метрологической службы, выполнивших аттестацию методики измерений.

Примечания :

1. При разработке методик измерений на основе настоящей Рекомендации не допускается внесение изменений в формулы и алгоритмы расчета.

2. Допускается разработка одного документа на методики измерений для нескольких мест проведения учетных операций при использовании в них:

- СИ одного типа;

- ИС одного типа, реализующих один физический принцип измерений, с идентичным перечнем и составом измерительных каналов.

БИБЛИОГРАФИЯ

[ 5] Федеральный закон «Об охране атмосферного воздуха» от 04 мая 1999 г. № 96-ФЗ

[ 7] АСТМ Д 1250-2007 Стандартное руководство по применению таблиц измерения параметров нефти и нефтепродукта (таблицы 53В, 54В)

b = 0,00123 1/°С

А.1.2 Проведение расчета:

А.1.2.1 Определение массы при приведении плотности и объема бензина к 15 °С:

А.1.2.1.1 Вычисляют плотность по формуле () с учётом:

Поправки на температурное расширение стекла ареометра;

Условия, что t 0 =t r

r * = r × К а = 709(1 - 0,000023 (22 - 15) - 0,00000002 (22 - 15) (22 - 15)) = 708,9 кг/м 3 .

Поправочный коэффициент (К а ) вычисляют по формуле .

А.1.2.1.2 Плотность (р *) и объем нефтепродукта приводят к 15 °С по таблицам 53В и 54В в следующей последовательности:

А.1.2.1.2.1 По таблице 53В в строке «плотность при температуре измерения» находят величину 709,0 и на уровне температуры 22 °С отмечают соответствующую ей плотность при15°С: r 15 = 715,4 кг/м 3 .

Примечание - При использовании таблицы 53В допускается проводить математическую интерполяцию.

А.1.2.1.2.2 По таблице 54В в строке «плотность при 15 °С» находят ближайшее к полученному по таблице 53В значению плотности 715,4 кг/м 3 значение 716,0 кг/м 3 и на уровне температуры 25 °С находят поправочный коэффициент на объем нефтепродукта (К) - 0,9871.

Примечание - При использовании таблицы 54В проводить математическую интерполяцию между температурой и плотностью не допускается.

А.1.2.1.2.3 Объем бензина, приведенный к 15 °С, вычисляют по формуле:

А.1.2.2. Расчет пределов относительной погрешности измерений массы и объема нефтепродукта:

А.1.2.2.1 Пределы относительной погрешности измерений массы нефтепродукта вычисляют по формуле ():

Относительную погрешность измерений плотности нефтепродукта вычисляют по формуле ():

А.1.2.2.2 Пределы относительной погрешности измерений объема нефтепродукта, приведенного к стандартным условиям, вычисляют по формуле ():

Величину (d t v r ) вычисляют по формуле ():

А.2 Пример 2

Расчет массы, объема и погрешности измерений массы и объема нефтепродукта измерительными системами.

А.2.1 Исходные данные:

нефтепродукт - бензин
объем нефтепродукта, измеренный с помощью счетчика объема (расходомера) при 25 °С	V= 150 м 3
плотность нефтепродукта при 15 °С	r 15 = 715,4 кг/м 3
температура нефтепродукта при измерении объема	t v = 25 °С
относительная погрешность канала измерения объема с помощью счетчика объема (расходомера)	d V= 0,15 %
относительная погрешность канала измерения плотности	d р = 0,25 %
относительная погрешность канала измерения температуры нефти преобразователем температуры при измерении объема	d t = 0,05 %
относительная погрешность СОИ при вычислении массы	d N= 0,05 %

А.2.2 Проведение расчета:

А.2.2.1 Определение массы при приведении плотности и объема нефтепродукта к 15 °С:

А.2.2.1.1 Объем нефтепродукта, приведенный к 15 °С, вычисляют по формуле:

А.2.2.2 Расчет пределов относительной погрешности измерений массы и объема нефтепродукта.

А.2.2.2.1 Пределы относительной погрешности измерений массы нефтепродукта вычисляют по формуле:

где r * - плотность с учётом поправки на температурное расширение стекла ареометра;

r - плотность нефтепродукта, измеренная ареометром, кг/м 3 ;

К а - поправочный коэффициент на температурное расширение стекла ареометра, определяемый по формулам или .

Б.2 Для ареометров, отградуированных при 15 °С, поправочный коэффициент вычисляют по формуле:

где t 0 - температура продукта в рабочих условиях, °С.

Приложение В
(справочное)
Алгоритмы приведения объёма и плотности к стандартным и рабочим условиям

Настоящее приложение содержит алгоритмы, реализованные в ПО 3:

________________

3 Алгоритмы не предназначены для расчётов вручную.

Приведение плотности продукта от рабочих условий к стандартным условиям (температура продукта 15 °С или 20 °С, избыточное давление продукта 0 Па);

Приведение объема продукта от рабочих условий к стандартным условиям (температура продукта 15 °С или 20 °С, избыточное давление продукта 0 Па);

Приведение плотности продукта от стандартных условий (температура продукта 15 °С или 20 °С, избыточное давление продукта 0 Па) к рабочим условиям;

Приведение плотности продукта от рабочих условий к условиям измерений объёма.

Схема приведения объёма и плотности к стандартным и рабочим условиям представлена на рис. 1:

Рис. 1

В.1 Приведение плотности продукта от рабочих условий к стандартным условиям (температура продукта 15 °С или 20 °С, избыточное давление продукта 0 Па).

Для выполнения вычислений используются значения следующих величин:

t 0 - температура продукта в рабочих условиях, °С;

Р 0 - избыточное давление продукта в рабочих условиях, кПа;

r 0 - плотность продукта в рабочих условиях, кг/м 3 ;

Т - стандартная температура (15 °С или 20 °С), °С;

Р - стандартное избыточное давление (0 Па), кПа.

Примечание - В случае, если плотность продукта измеряется ареометром, в результат измерения плотности вносится поправка на температурное расширение стекла для ареометров, рассчитываемая по формуле:

- для ареометров, отградуированных при 15 °С, поправочный коэффициент вычисляют по формуле:

В результате расчёта получают значения следующих величин:

P Т; - плотность продукта при стандартных условиях (температура продукта 15 °С или 20 °С, избыточное давление продукта 0 Па), кг/м 3 ;

C tl - корректирующий фактор на температуру продукта;

С PL - корректирующий фактор на давление продукта;

F P - фактор сжимаемости продукта, кПа -1 ;

С тр L - корректирующий фактор на температуру и давление продукта.

Ниже приведён алгоритм вычислений.

В.1.1 Температура продукта приводится к °F:

В.1.2 Рассчитывается избыточное давление продукта в рsig:

Если условия не выполняются, то расчет завершается.

В.1.3 Проверяют выполнение условий по плотности:

Если условия не выполняются, то расчет завершается.

В.1.4 Определяют максимальное и минимальное значение плотности при стандартных условиях (60 °F):

В.1.6 Пересчитывают температуру продукта из температурной шкалы ITS-90 в температурную шкалу ITS-68:

Значения коэффициентов a i :

В.1.7 Рассчитывают плотность продукта при стандартных условиях (60 °F) соответствующую температурной шкале IТS-68:

Значение d 60 = 0,0134979547.

Значения К 0 , К 1 , К 2 определяют по таблице В.1.

Таблица В.1

Продукт	Плотность	К 0	К 1	К 2
Дизельное топливо	838,3127 ≤ r 60 ≤ 1163,5	103,8720	0,2701
Авиационное топливо	787,5195 ≤ r 60 < 838,3127	330,3010
Переходная зона	770,3520 ≤ r 60 < 787,5195	1489,0670		0,00186840
Бензины	610,6 ≤ r 60 < 770,3520