Товары в корзине: 0 шт Оформить заказ
Стр. 1
 

16 страниц

304.00 ₽

Купить ГОСТ 26976-86 — официальный бумажный документ с голограммой и синими печатями. подробнее

Официально распространяем нормативную документацию с 1999 года. Пробиваем чеки, платим налоги, принимаем к оплате все законные формы платежей без дополнительных процентов. Наши клиенты защищены Законом. ООО "ЦНТИ Нормоконтроль".

Наши цены ниже, чем в других местах, потому что мы работаем напрямую с поставщиками документов.

Способы доставки

  • Срочная курьерская доставка (1-3 дня)
  • Курьерская доставка (7 дней)
  • Самовывоз из московского офиса
  • Почта РФ

Устанавливает методы измерения массы нефти и жидких нефтепродуктов, а также битумов и пластических смазок. Стандарт является основополагающим документом для разработки методик выполнения измерений

  Скачать PDF

Рекомендуется использовать ГОСТ Р 8.595-2002 (ИУС 1-2003)

Действие завершено 01.06.2003

Оглавление

1. Общие положения

2. Методы измерений

3. Погрешности методов измерения

Приложение 1 (справочное) Термины, применяемые в стандарте, и пояснения к ним

Приложение 2 (обязательное) математические модели косвенных методов измерений массы и их погрешностей

Приложение 3 (справочное) Примеры вычислений массы продукта и оценки погрешностей методов

Показать даты введения Admin

НЕФТЬ И НЕФТЕПРОДУКТЫ

МЕТОДЫ ИЗМЕРЕНИЯ МАССЫ

ГОСТ 26976-86


ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ

СОЮЗА ССР


Цена 5 кеп.


Издание официальное

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР ПО СТАНДАРТАМ

Москва

РАЗРАБОТАН Миннефтепромом СССР, Госкомнефтепродук-том СССР и Минприбором СССР

ИСПОЛНИТЕЛИ

A.    С. Апракин, А. Ш. Фатхутдинов, Ф. Ф. Хакимов, Я. И. Вдовиченко,

B.    С. Берсенев, В. А. Надеин, В. Г. Володин, Н. Н. Хазиев, Е. В. Золотов, А. Г. Иоффе, Б. К. Насокин, Б. М. Прохоров

ВНЕСЕН Министерством нефтяной промышленности СССР

Член Коллегии Ю. Н. Байдиков

УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Постановлением Государственного комитета СССР по стандартам от 26 августа 1986 г. № 2495

ГОСТ 26976-86 Стр. 9

средняя температура продукта в резервуаре    32°С;

температура окружающего воздуха fi+i—■—18°С.

2.4. По справочникам определяют:

коэффициент линейного расширения материала стенок резервуара

а=12Ю~61/°С;

коэффициент объемного расширения продукта

р==81(Г41/°С.

2.5.    По градуировочной таблице резервуара определяют:

объем продукта в резервуаре перед отпуском Vi = 10673,7 м3; объем продукта в резервуаре после отпуска    1108,2    м3.

2.6.    Вычисляют температуру стенок резервуара: перед отпуском продукта

34—12

— 11°С,

после отпуска продукта

*vi+\    32—18

*     —-=7°Г

®Ж    2    2

2.7.    Массу отпущенного продукта определяют по формуле (3) приложв' ния 2:

/и=10673,7-[1+212-1(Пб(11—18)]-784[1+8-1(Г4(22—34)]—1I08.2X Х[1+2-1210“5-(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

Sp    ±0,5

ДР=—£— Ю0%=—— 100%=0,066%:

Pmin    750

абсолютную погрешность измерения разности температур:

Д5(=± YЫ\+Ы1г=± Kl2+l2=1.4°C.

2.9. При определении погрешности метода учитывают, что она достигает максимума при максимальном для данного резервуара значении Н гтах, указанном в паспорте на резервуар, а также при минимальной разности (Hi—tfi+v) mm и максимальном превышении температуры tv над температурой t р, которые должны указываться в МВИ.

2.9.1.    В рассматриваемом случае, например, используют резервуар с Himах=12 м и заданы (Hi—=8 м следовательно 7/(*+i)max =4 м) и

min —min —    10°C.

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

^««=""2.1 м3. ^(Ж) шах=3566-4 МЗИ ^=(^ш.х-^'+»т.1)=7545-7ма-

2.9.3. Для расчета погрешности определяют значения


2

Щ


V:


шах


шах


11112,12


ГЛ2


т


(^-И) шах __ т2


V2

у2

(*+1) max

V2


7545,7» 3566,42


=2,169 и


7545,72


*=0,223


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:


Ат— ±1,1    2,


169


12


12000


100


2

+0,12+0,0662+


8-10~4-1,4-100 1—8-10“4-10


+0,223


12    \2

--100 +0,12+0,0662+

4000    }


8 -10~4 -1,4-100 1— 810“4-10


2 1


+0,12=0,4196.


3. Гидростатический метод

3.1.    При применении гидростатического метода используют следующие средства измерений:

стальной вертикальный цилиндрический резервуар вместимостью 10000 м3, отградуированный с относительной погрешностью А/С=±0Д% при температуре /Гр=18°С;

уровнемер с абсолютной погрешностью ДЯ=±12 мм;

дифференциальный манометр с относительной погрешностью APi = APi+i = = ±0,25%.

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

3.2.    При измерениях получены результаты:

высота налива продукта перед отпуском #г= 10,972 м;

дифференциальное давление перед отпуском P/=86100 Па;

высота налива продукта после отпуска tf*+i = 1,353 м;

дифференциальное давление после отпуска Рг+\ = 11800 Па.

3.3.    По справочнику определяют значение ускорения свободного падения для данной местности g=9,8U5 м/с2.

3.4.    По градуировочной таблице резервуара определяют:

объем продукта перед отпуском = 10581,4 м3;

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

3.5.    Вычисляются следующие значения величин:

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


Si=


Xl

Hi


и после отпуска продукта


V:


S:


'•+1


10581,4

10,972

1297,1


=964,4 м2


/+1


=958,7 м2:


ГОСТ 26976-86 Стр. 11


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


ср—


У|-У|+1

*г-Я<+1


10581,4—1297,1

10,972—1^353^


■=965,2


м2,


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


SP=Pi-Pl+l=P't-P'i+l+9b-g(Hl-Hl+l)=

=86100—11800—1,3-9,815-(10,972—1,353)=74200 Па,


где qb — плотность воздуха, кг/м3.

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

/я=(964,4•    —958,7•    )=7297637,3 кг=7,3 тыс. т.

\    9,о15    У,о1о/

или


т=


74200

9,815


•965,2=7296774,3 кг=7,3 тыс.


т..


3.7. При определении погрешности метода учитывают, что она достигает максимума при максимальном для данного резервуара значении Я|шах, указанного в паспорте на резервуар, а также при минимальном значении отпущенного продукта mmin и его максимальной плотности ртах, которые должны указываться в МВИ.

3.7.1.    В рассматриваемом случае, например, используют резервуар с Я/шах =12 м и заданными /nmin = 7000 т и ртах=860 кг/м3.

3.7.2.    По градуировочной таблице резервуара определяют объем ^тах = 11112,1 м3, соответствующий #/тах, рассчитывают минимальное изменение объема AV и максимальное значение объема У(/+1)шах:


дув*Е!й

Ртах


7000000 860 ^


8139,5 м3 и


Vimax


—Д V“=2972,6 м3.


По градуировочной таблице резервуара определяют уровень #(Ж)тах = “3,25 м, соответствующий V(/-hi)max-

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


^jnax Р


шах


^•^тах^860*9»815*12^101290'8 Па>


после отпуска:

р . =Pma=860-9,815-3,25=27432,9 Па; “+|'тах    'max


среднее значение площади сечения резервуара, соответствующее

Я<та* И Л(Н-1)Ш.Х:

= —^—=926 м2,


Я/


шах


12


V,


„    (*+1)тах    2972,6 -    -

i,+"=^w    •

' “г 'шах

относительную погрешность измерения разности давлений

ДIP=± V2 Д Р2=±УГ2 0252=±0,353% .

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


А т= ±1,1


101290,82-92640,14-0,252) , 27432,9^914,62.(0,14-0,252)

+-Д     +


9,8152-70000002


9,8152-70000002


+0,12=±0,43%,


Дт= ±1,1 V 0,3532+0,12+0,12=:±0,42%.


Примечание. В данных расчетах за погрешность Д5ь AS^^h AScr> принимается погрешность градуировки резервуара Д/С, равная 0,1%, так как погрешность измерения уровня при применении метода градуировки по ГОСТ 8.380—80 не оказывает существенного влияния на погрешность измерения площадей.

4. Методы измерения массы нефти нетто

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

4.2.    Дополнительно для измерения массы нефти нетто были использованы:

влагомер с абсолютной погрешностью Дфв = ±0,18% (но объему),

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

ареометр для измерения плотности воды с абсолютной погрешностыо А(>в=0,5 кг/м3.

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

объемную долю воды в нефти фв—0,7% (по объему);

концентрацию хлористых солей в нефти шхc=l,2 кг/м3;

плотность воды, содержащейся в нефти рв = Ю50 кг/м3.

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

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


/пн=687344-781 [l+8-10“4-(30-32)] • fl+1,2-10“3-(5,4—5,5) ]х

х(,


°’025'' -687344 [1+8-10~4-(30—32)] • f—1—• 1050 + 1,2 )=


2-100


100


=530671229 кг=530,7 тыс.


т.


ГОСТ 26976-86 Стр. 13


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


_74200

9,815(10,972—1,353)


=785,9 кг/м3.


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


2:


1—


н=7296774,3


0,7

100


1050+1,2


785,9


0,05 \ 2 100 /


=7215586,5 кг=7,216 тыс. т.

4.7. При определении погрешностей методов учитывается, что они достигают максимума при максимально допускаемых значениях плотности воды рв»

содержания воды фв и концентрации хлористых солей wxc в нефти, при максимальном превышении температуры tv над температурой t р и минимально допускаемом значении плотности нефти q, которые должны указываться в МВИ.

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

Р->шах=1120 КГ/МЗ; 44iax=1%: ®«сП.«=1'8 КГ/МЗ;


pmin=780 кг/м3; и (/р—tv)=— 10°С.


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


н=±1,


•V


0,24-


(8-


10-4-0,7-100


\ 1—810~4-10


+


780    \2    ,    /    1    '2

loo'0,17) + юо'0,5


780— —-1120—1,8 100


•+


+


/ 1120 \3 1

( ,00 0.'»)+«.25-

• 1002

+0,12=

780—1120—1,8


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


да:з.


m ах


+ V.


2

<* + 1)


max


ДЯМ002 (Hi я/+1 )^in


111 12,12+3566,43


7545,72


+


0,0122- ЮО2


83


=0,215%.


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


* /7*

у Ь


шах

ах


(Я(-Яг+1)


min _


/ Г 101290,8—27432,912 r, 0,353 \2 [ 9,815 (12-3,25) J L\ 100 j


ASP V    А№

10° )+{Hl-Hi+})2min


+


0,012

(12-3,25)2


■1=3,


257 кг/мз.


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


Д/ин=±1,1

0,422-


и


1120


* 3,2572


780*


(■


11120 Л \г 780100 ' ’ 8 )


[1-7Й-Ыг'1,20+'-8)1

1,0-1,0-0,5 V8


780-100


His-025)]-'00


1


780 V 100


1120+1


■-)!

+ 0,12==0,58%.


Редактор Р. С. Федорова Технический редактор М. И. Максимова Корректор В. С. Черная

Сдано в наб. 22.09.86 Подп. в печ. 24.11.86 1,0 уел. п. л. 1,0 уел. кр.-отт. 0,94 уч.-изд. л. Тир. 20 000    Цена    5    коп.


Ордена «Знак Почета» Издательство стандартов, 123840, Москва, ГСП, Новопресненский пер., 3 Тип. «Московский печатник». Москва, Лялин пер., 6. Зак. 2604


УДК 665.6:531751:006.354    Группа Б09

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ С Ov Ю 3 А ССР


НЕФТЬ И НЕФТЕПРОДУКТЫ Методы измерения массы

Oil and petroleum products. Methods of mass measurement


ГОСТ

26976—86


ОКСТУ 0001



Постановлением Государственного комитета СССР по стандартам от 26 августа 1986 г. № 2495 срок введения установлен


с 01.01.87


Несоблюдение стандарта преследуется по закону


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.

Издание официальное    Перепечатка    воспрещена



© Издательство стандартов, 1986


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

2.3.1.    Объемы о-м ассовый 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:

ГОСТ 26976-86 Стр. 3

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

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

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

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

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

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

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

2.4. Математические модели прямых методов и их погрешностей приведены в ГОСТ 8.424-81.

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

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

Нримечание. Для внешнеторговых организаций пои 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 100т и отработанных нефтепродуктов;

Стр. 4 ГОСТ 26976-86

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

m=V-r(\+$bt).(\+4bp),    (I)

где m — масса продукта, кг;

V — объем продукта, м3; р—плотность продукта, кг/м3;

—tv) — разность температур продукта при измерении плотности (/р) и объема (/„), #С;

3 — коэффициент объемного расширения продукта, 1/°С;

—Рр)—разность давлений при измерении объема (Pv) и плотности (*Р ), МПа;

у— коэффициент сжимаемости от давления, 1/МПа.

L1. Модель погрешности метода


Д /71= ±1,1


Ду2+Др2-Ц р


Д&,


1+1и.



100 +ДЛ1


(2)


где Ат—относительная погрешность измерения массы продукта, %;

AV—относительная погрешность измерения объема, %;

&q— относительная погрешность измерения плотности, %;

Дб( — абсолютная погрешность измерения разности температур бt, °С;

ДМ — относительная погрешность центрального блока обработки и индикации данных, %;

2. Модель объемн о-м ассового статического метода


m=mr-ml+1=*Vl( 1+2 аВ,гСТ) Pi (1+Р&ц) ~vi+i О + 2оЛ/(Ж) ст


Xf,+.    <з>

где Vu Vi+x— объемы продукта, соответственно, в начале и конце товарной операции, определяемые по градуировочной таблице резервуара, м3;

Oil — средние плотности продукта, соответственно, в начале и в конце товарной операции, кг/м3; а — коэффициент линейного расширения материала стенок резервуара, 1°С;

—tTV)—разность температур стенок резервуара при измерении объема (М) и при градуировке (7гр), °С.

2.1. Модель погрешности метода


т.


т2


^-•юо) +Д/(2+Др2+^


•100


+


т


М-1


т*


[ U+:


т1+г    V

——1—100

l+p»t/+1    / J


+ДМ2


(4)


где Н—уровень продукта, в емкости, м;

АН—абсолютная погрешность измерения уровня наполнения продукта, м;

АК—относительная погрешность градуировки резервуара, %.

3. Модель гидростатического метода

I    pi    pt+x    \

«=( St--Si+l-)    (5)    или    m==--Sep, (6)

\    ^    § }    &


где Si\ Si+l — средние значения площади сечения резервуара, соответственно, в начале и в конце товарной операции, м2, определяемые

V

как    (V—объем продукта, м3, Н—уровень наполнения емкости, м];



Уг-У» 1

н-н1+1


— среднее значение


площади


сечения части резервуара,


на


которой отпущен продукт, м2;



g—ускорение свободного падения, м/с2;

Pi; Pi+1 — давление продукта в начале и в конце товарной операции, Па;

—Pi+1 — разность давлений продукта в начале и в конце .товарной операции, Па.

3.1. Модель погрешности метода для формулы (5)


Д/п==±1,1


P? S2* Д5?+ДЯ2 ~g‘    m%

A^+1+AP?+1

m2


+ДЛ*2, (7)


для формулы (6) Am=±l,l b%P2+bS2z^rAM2 ,    (8)

где ASi, ASj+]— относительные погрешности измерения сечения резервуара, соответственно, в начале и в конце товарной операции, %; APi, APi-fi — относительные погрешности измерения давлений, соответственно, в начале и в конце товарной операции, %;

Д£Р — относительная погрешность измерения разности давлений

6Л %;

ASсп — 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:


ОТн=т-/й6р(Н-р8()(1+т8р)    )•    (9)

При применении гидростатического метода измерений массы:


н=:т—тб=т I 1 —


Ув

100


Рв+®


хс


j2-sL\ 2 100 Г


(10)


где mw—масса нефти нетто, кг; п%б — масса балласта, кг; фв — объемная доля воды в нефти, %; qb — плотность воды, кг/м3;

—концентрация хлористых солей, кг/м3; шмп —нормированная массовая доля механических примесей в нефти,

4.1. Модели погрешности методов для формулы (9)


•1002


+'



+ДМ2,


(11)


ГОСТ 26976-86 Стр. 7

для формулы (10)

где Aqb — абсолютная погрешность измерения плотности воды, кг/м3;

Д<рв — абсолютная погрешность измерения содержания воды, % объемных;

iAo>x.c—абсолютная погрешность измерения концентрации хлористых солей, кг/м3;

Примечание. Погрешности измерения параметров р, 8р, a, , bw 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) Д1/=±0,2%;

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

термометры с абсолютной погрешностью Д?=±0,5°С;

манометры класса I с верхним пределом диапазона измерения Ртах — 10 МПа.

Обработка результатов измерений производится на ЭВМ с относительной погрешностью AM =±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 цри измерении объема /и = 32°С; давление при измерении объема Pv = 5,4 МПа; температуру продукта при измерении плотности /р =30°С;

давление при измерении плотности Рр =5,5 МПа;

плотность продукта р = 781 кг/м3.

Стр. 8 ГОСТ 26*76—86

1.4.    По справочникам определяют:

коэффициент объемного расширения продукта 3=8* 10“4 1/°С;

коэффициент сжимаемости продукта от давления у= 1,2 • 10“3 1/МПа.

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

/и= 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 по формуле

Др=—--100%=-— -100%=0,17%,

Pmln    '50

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

абсолютную погрешность измерения разности температур

До(=± Y Д^+Д*р=± V 0,54-0,52 =±0,7°С.

1.7.    При определении погрешности метода учитывают, что она достигает максимума при максимально допускаемом превышении температуры tv над температурой t? , которое должно указываться в МВИ. Для примера

принимаем, что в МВИ задано значение Ю°С.

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

Am=±l, 1 'j/0,22+0,172+8-10-4 [——— J+0■ 1*=±0, 33% .

2. О б ъ е м н о-м ассовый 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 ДК=±0,1% при температуре Ар = 18°С;

уровнемер с абсолютной погрешностью АН—±12 мм;

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

термометры с абсолютной погрешностью Д/=±1°С,

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

2.2.    При измерениях перед отпуском продукта получены следующие результаты:

высота налива продукта = 11,574 м;

плотность продукта из объединенной пробы в лабораторных условиях при температуре tp =22°С £г=787 кг/м3;

i

средняя температура продукта в резервуаре tVi =34°С;

температура окружающего воздуха /* =—12°С.

2.3.    При измерениях после отпуска продукта получены следующие результаты:

высота налива продукта Я1 + [ = 1,391 м;

плотность продукта из объединенной пробы в лабораторных условиях нри температуре tn =*22°С — Ог+1^781 кг/м3р/+1