Товары в корзине: 0 шт Оформить заказ
Стр. 1
 

36 страниц

319.00 ₽

Купить МИ 3241-2009 — бумажный документ с голограммой и синими печатями. подробнее

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

Рекомендация распространяется на массу и объем нефтепродуктов и устанавливает методику измерений косвенным методом динамических измерений. Методика измерений разработана в соответствии с положениями ГОСТ Р 8.563 и ГОСТ Р 8.595.

 Скачать PDF

Оглавление

1 Область применения

2 Нормативные ссылки

3 Термины и определения

4 Обозначения и сокращения

5 Общие требования к методам измерений и вычислений и порядок применения методики измерений

6 Требования к погрешности измерений

7 Средства измерений и вспомогательные устройства

8 Условия измерений

9 Квалификация операторов. Требования охраны труда и окружающей среды

10 Подготовка к выполнению измерений

11 Выполнение измерений и вычислений

12 Оценивание погрешности измерений

13 Обработка результатов измерений

14 Оформление результатов аттестации методики измерений

Библиография

Приложение А. Примеры расчета объема, массы и оценки погрешности

Приложение Б. Расчет плотности с учётом поправки на температурное расширение стекла ареометра

Приложение В. Алгоритмы приведения объема и плотности к стандартным и рабочим условиям

 
Дата введения01.01.2019
Добавлен в базу01.10.2014
Актуализация01.01.2019

Этот документ находится в:

Организации:

07.12.2009УтвержденФГУП ВНИИР-ГНМЦ
РазработанОАО НК Роснефть
Нормативные ссылки:
Стр. 1
стр. 1
Стр. 2
стр. 2
Стр. 3
стр. 3
Стр. 4
стр. 4
Стр. 5
стр. 5
Стр. 6
стр. 6
Стр. 7
стр. 7
Стр. 8
стр. 8
Стр. 9
стр. 9
Стр. 10
стр. 10
Стр. 11
стр. 11
Стр. 12
стр. 12
Стр. 13
стр. 13
Стр. 14
стр. 14
Стр. 15
стр. 15
Стр. 16
стр. 16
Стр. 17
стр. 17
Стр. 18
стр. 18
Стр. 19
стр. 19
Стр. 20
стр. 20
Стр. 21
стр. 21
Стр. 22
стр. 22
Стр. 23
стр. 23
Стр. 24
стр. 24
Стр. 25
стр. 25
Стр. 26
стр. 26
Стр. 27
стр. 27
Стр. 28
стр. 28
Стр. 29
стр. 29
Стр. 30
стр. 30

МИНИСТЕРСТВО ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ТОРГОВЛИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ УНИТАРНОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ
ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ РАСХОДОМЕТРИИ
(ФГУП «ВНИИР»)
ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НАУЧНЫЙ МЕТРОЛОГИЧЕСКИЙ ЦЕНТР

Утверждаю

Директор

ФГУП ВНИИР

_________________А.А. Когогин

«__» _______2009 г.

РЕКОМЕНДАЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

МАССА И ОБЪЕМ НЕФТЕПРОДУКТОВ

Методика измерений косвенным методом динамических измерений

МИ 3241-2009

Казань
2009

ПРЕДИСЛОВИЕ

1 РАЗРАБОТАНА ОАО «Нефтяная компания «Роснефть» (ОАО «НК «Роснефть»)

2 ИСПОЛНИТЕЛИ М.П. Естин, С.А. Абрамов, С.Г. Башкуров

3 УТВЕРЖДЕНА ФГУП «ВНИИР» ГНМЦ 07 декабря 2009 г.

4 АТТЕСТОВАНА ФГУП «ВНИИР» ГНМЦ Свидетельство об аттестации № 23607-09 от 10 декабря 2009 г.

5 ЗАРЕГИСТРИРОВАНА ФГУП ВНИИМС» ГНМЦ 18 декабря 2009 г. Код регистрации методики измерений в Федеральном реестре методик измерений ФР. 1.29.2009.06682

6 ВВЕДЕНА ВПЕРВЫЕ

Содержание

1 Область применения. 2

2 Нормативные ссылки. 2

3 Термины и определения. 3

4 Обозначения и сокращения. 3

5 Общие требования к методам измерений и вычислений и порядок применения методики измерений. 4

6 Требования к погрешности измерений. 4

7 Средства измерений и вспомогательные устройства. 5

8 Условия измерений. 6

9 Квалификация операторов, требования охраны труда и окружающей среды.. 6

10 Подготовка к выполнению измерений. 8

11 Выполнение измерений и вычислений. 8

12 Оценивание погрешности измерений

13 Обработка результатов измерений. 10

14 Оформление результатов аттестации методики измерений. 10

Библиография. 11

Приложение А (справочное) Примеры расчета объема, массы и оценки погрешности. 12

Приложение Б Расчет плотности с учётом поправки на температурное расширение стекла ареометра. 14

Приложение В (справочное) Алгоритмы приведения объёма и плотности к стандартным и рабочим условиям.. 14

РЕКОМЕНДАЦИЯ

ГОСУДАРСТВЕННАЯ СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЕДИНСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

МАССА И ОБЪЕМ НЕФТЕПРОДУКТОВ

Методика измерений косвенным методом динамических измерений

МИ 3241-2009

1 ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

Настоящая Рекомендация распространяется на массу и объем нефтепродуктов и устанавливает методику измерений косвенным методом динамических измерений.

Методика измерений разработана в соответствии с положениями ГОСТ Р 8.563 и ГОСТ Р 8.595.

2 НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ

В настоящей Рекомендации использованы ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 12.0.004-90 Система стандартизации безопасности труда. Организация обучения безопасности труда. Общие положения

ГОСТ 12.1.005-88 Система стандартизации безопасности труда. Общие санитарно- гигиенические требования к воздуху рабочей зоны

ГОСТ 12.4.111-82 Система стандартизации безопасности труда. Костюмы мужские для защиты от нефти и нефтепродукта. Технические условия

ГОСТ 12.4.112-82 Система стандартизации безопасности труда. Костюмы женские для защиты от нефти и нефтепродукта. Технические условия

ГОСТ 12.4.137-84 Обувь специальная кожаная для защиты от нефти, нефтепродукта, кислот, щелочей, нетоксичной и взрывоопасной пыли. Технические условия

ГОСТ 400-80 Термометры стеклянные для испытаний нефтепродукта. Технические условия

ГОСТ 2477-65 Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды

ГОСТ 2517-85 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб

ГОСТ 3900-85 Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности

ГОСТ 6370-83 Нефть, нефтепродукты и присадки. Методы определения механических примесей

ГОСТ 18481-81 Ареометры и цилиндры стеклянные. Общие технические условия

ГОСТ 22782.0-81 Электрооборудование взрывозащищенное. Общие технические требования и методы испытаний

ГОСТ 28498-90 Термометры жидкостные стеклянные. Общие технические требования. Методы испытаний

ГОСТ Р 8.563-96 ГСИ. Методики выполнения измерений

ГОСТ Р 8.580-2001 ГСИ. Определение и применение показателей точности методов испытаний нефтепродукта

ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения

ГОСТ Р 51069-97 Нефть и нефтепродукты. Метод определения плотности, относительной плотности и плотности в градусах API ареометром

ГОСТ Р 51330.0-99 (МЭК 60079-0-98)Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 0. Общие требования

ГОСТ Р 51330.9-99 Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 10. Классификация взрывоопасных зон

Примечание При пользовании настоящей Рекомендацией целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования - на официальном сайте национального органа Российской Федерации по стандартизации в сети Интернет или по ежегодно издаваемому информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим ежемесячно издаваемым информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящей Рекомендацией следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяют в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

В настоящей Рекомендации использованы следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 измерительная система: совокупность измерительных, связующих, вычислительных компонентов, образующих измерительные каналы, и вспомогательных устройств (компонентов измерительной системы), функционирующих как единое целое.

3.2 испытательная лаборатория (испытательный центр): химико-аналитическая лаборатория, выполняющая контроль качества (параметров).

3.3 методика измерений: совокупность конкретно описанных операций, выполнение которых обеспечивает получение результатов измерений с установленными показателями точности.

3.4 персональный компьютер: универсальная ЭВМ, предназначенная для индивидуального использования.

3.5 программное обеспечение: совокупность программ, системы обработки информации и программных документов, необходимых для эксплуатации этих программ.

3.6 система обработки информации: вычислительное устройство, принимающее и обрабатывающее информацию о количественно-качественных параметрах продукта, измеренных первичными преобразователями, и включающие в себя блоки индикации и регистрации результатов измерений.

3.7 средство измерений: техническое средство, предназначенное для измерений.

3.8 стандартные условия: условия, соответствующие температуре нефтепродукта 15 °С или 20 °С и избыточному давлению, равному нулю.

3.9 температура измерения объема: температура нефтепродукта при измерении объема.

3.10 условия измерений объема (при косвенном методе динамических измерений): условия, соответствующие температуре нефтепродукта в измерительной линии при измерении объема (расхода) и избыточному давлению, равному нулю.

4 ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

В настоящей Рекомендации приняты следующие сокращения:

- ИЛ (ИЦ) - испытательная лаборатория (испытательный центр);

- ИС - измерительная система;

- ПК - персональный компьютер;

- ПО - программное обеспечение к методикам измерений объёма и массы нефти и нефтепродуктов;

- СИ - средство измерений;

- СОИ - система сбора и обработки информации.

5 ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К МЕТОДАМ ИЗМЕРЕНИЙ И ВЫЧИСЛЕНИЙ И ПОРЯДОК ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДИКИ ИЗМЕРЕНИЙ

5.1 Определение объема и массы нефтепродукта в настоящей Рекомендации выполняется в соответствии с ГОСТ Р 8.595 косвенным методом динамических измерений.

5.2 При косвенном методе динамических измерений массу нефтепродукта вычисляют как произведение объема и плотности нефтепродукта, приведенных или к стандартным условиям, или к условиям измерений объема.

5.3 Объем, массу, плотность и температуру нефтепродукта определяют по результатам измерений с использованием СИ согласно требованиям раздела 7 настоящей Рекомендации.

5.4 Алгоритмы настоящей методики измерений реализованы в программном обеспечении1. Вычисления должны выполняться с помощью ПО.

_____________

1 Программное обеспечение к методикам измерений объёма и массы нефти и нефтепродуктов разработано ОЛО «НК «Роснефть» и апестовано ФГУП «ВНИИМС».

5.5 В исключительных случаях, до инсталляции ПО на персональные компьютеры или до переинсталляции в случае выхода из строя ПО, допускается выполнение вычислений без применения ПО.

Вычисления массы для таких случаев выполняются на основе примеров, приведенных в приложении А настоящей Рекомендации. При этом следует руководствоваться следующими требованиями:

5.5.1 Результаты измерения плотности и объема нефтепродукта приводят к стандартным условиям или результат измерений плотности приводят к условиям температуры измерения ее объема.

5.5.2 Приведение плотности и объема к стандартным условиям выполняется по следующим таблицам2:

- плотности:

к 15 °С по таблице 53В АСТМ Д 1250 [7];

 

к 20 °С по таблице 59В ИСО 91/2 [6];

- объема:

к 15 °С по таблице 54В [7];

 

к 20 °С по таблице 60В [6].

____________

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

Метод измерений

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений

массы нефтепродукта, %

объема нефтепродукта, приведенного к стандартным условиям, %

Косвенный метод динамических измерений

±0,25

±0,20

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 7.6.

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/м3.

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/м3;

- 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:

- пробоотборник по ГОСТ 2517;

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

- цилиндры для ареометров стеклянные по ГОСТ 18481 или металлические соответствующих размеров;

- термометры ртутные стеклянные лабораторные типа ТЛ-4 № 4 по техническим условиям ТУ 25-2021.003 [15] 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:

- пробоотборник по ГОСТ 2517;

- 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 [16] 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 [9]. 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 [8] 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 [11], МИ 2676 [12], МИ 2174 [13].

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 [14]. 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 [1], ПОТ Р М-021 [2];

- в области соблюдения безопасной эксплуатации электроустановок - ПОТ Р М-016 [3];

- в области охраны окружающей среды и атмосферного воздуха - Федеральными законами «Об охране окружающей среды» [4], «Об охране атмосферного воздуха» [5] и другими действующими законодательными актами на территории РФ.

9.3 Содержание вредных веществ в воздухе рабочей зоны не должно превышать предельно допустимых концентраций, установленных в ГОСТ 12.1.005.

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 [16].

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.

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 Б.2 или Б.3 приложения Б.

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:

(1)

где V20 - объем нефтепродукта, приведенный к 20 °С, м3;

Р20 - плотность нефтепродукта, измеренная ареометром и приведенная к 20 °С, кг/м3.

11.1.4.2 При приведении плотности и объема нефтепродукта к 15 °С массу нефтепродукта, кг, вычисляют по формуле:

(2)

где V15 - объем нефтепродукта, приведенный к 15 °С, м3;

r15 - плотность нефтепродукта, приведенная к 15 °С, кг/м3.

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

(3)

где V - объем нефтепродукта, при температуре его измерений, м3;

rtv - плотность нефтепродукта, приведённая к температуре измерений объёма, кг/м3.

Примечания:

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

2. При проведении измерений плотности ареометром вместо значения плотности (rtv) в формуле (3) используется значение плотности (r*), определяемое по формуле (Б.1).

3. Значение (rtv) автоматически рассчитывается в ПО или определяется в лабораторных условиях в термостате при температуре измерения объема, кг/м3.

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 11.1.4.

12 ОЦЕНИВАНИЕ ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИИ

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

(4)

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

G - коэффициент, вычисляемый по формуле:

(5)

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

tv, tp - температура нефтепродукта при измерении объема и при измерении плотности соответственно, °С;

dр - относительная погрешность измерений плотности нефтепродукта, %;

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

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

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

Относительная погрешность измерений плотности нефтепродукта:

(6)

12.2 Пределы относительной погрешности измерений массы при приведении плотности нефтепродукта к условиям измерений объема, %, вычисляют по формуле:

(7)

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

dr  - относительная погрешность измерений плотности нефтепродукта, %;

dtvr - составляющая относительной погрешности измерений массы нефтепродукта за счет абсолютных погрешностей измерений температур tv, tp, %;

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

Составляющую относительной погрешности измерений массы нефтепродукта (dtvp) за счет абсолютных погрешностей измерений температур tv и tp, вычисляют по формуле:

(8)

где ∆tr, ∆tv - абсолютные погрешности измерений температур tr, tv, °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 (4) или (7).

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

12.3 Пределы относительной погрешности измерений объема нефтепродукта, приведенного к стандартным условиям, %, вычисляют по формуле:

(9)

где dV - 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;

∆tr - 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, м3, 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 [10], 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

[1] ПБ 09-560-03 Правила промышленной безопасности нефтебаз и складов нефтепродукта

[2] ПОТ Р М 021-2002 Межотраслевые правила по охране труда при эксплуатации нефтебаз, складов ГСМ, стационарных и передвижных автозаправочных станций, утвержденные Постановлением Минтруда РФ от 6 мая 2002 г. № 33

[3] ПОТ Р М-016-2001 РД 153-34.0-03.150-00 Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок (с изменениями 2003 г.)

[4] Федеральный закон «Об охране окружающей среды» от 10 января 2002 г. № 7-ФЗ

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

[6] ИСО 91/2-1991 Рекомендация. ИСО по применению таблиц измерения параметров нефти и нефтепродуктов, основанных на измерении при 20 °С (таблицы 59В, 60В)

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

[8] ПР 50.2.006-94 Правила по метрологии. ГСИ. Порядок проведения поверки средств измерений (с изменениями № 1)

[9] ПР 50.2.009-94 Правила по метрологии. ГСИ. Порядок проведения испытаний и утверждения типа средств измерений

[10] ПР 50.2.013-97 Правила по метрологии. ГСИ. Порядок аккредитации метрологических служб юридических лиц на право аттестации методик выполнения измерений и проведения метрологической экспертизы документов

[11] МИ 2955-2005 Рекомендация. ГСИ. Типовая методика аттестации программного обеспечения средств измерений и порядок её проведения

[12] МИ 2676-2001 Рекомендация. ГСИ. Методика метрологической аттестации алгоритмов и программ обработки данных результатов измерений при определении объёма и массы нефти и нефтепродуктов. Общие положения

[13] МИ 2174-91 Рекомендация. ГСИ. Аттестация алгоритмов и программ обработки данных при измерениях. Основные положения

[14] МИ 2800-2003 Рекомендация. ГСИ. Вместимость технологических нефтепроводов. Методика выполнения измерений геометрическим методом

[15] ТУ 25-2021.003-88 Термометры ртутные стеклянные лабораторные

[16] Правила защиты от статического электричества в производстве химической, нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности, утвержденные Министерством нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности 31.01.72 г.

Приложение А
(справочное)

Примеры расчета объема, массы и оценки погрешности

А.1 Пример 1

Расчет массы и объема нефтепродукта при определении плотности ареометром и погрешности измерений массы и объема нефтепродукта.

А.1.1 Исходные данные:

нефтепродукт - бензин

 

объем нефтепродукта, измеренный с помощью счетчика объема (расходомера) при 25 °С

V= 150 м3

плотность нефтепродукта, измеренная ареометром при 22 °С

r = 709 кг/м3

относительная погрешность измерения объема с помощью счетчика объема (расходомера)

dV= 0,15 %

абсолютная погрешность измерения плотности нефтепродукта ареометром

∆р = 0,5 кг/м3

абсолютная погрешность измерения температуры нефтепродукта при измерении объема

∆tv = 0,5 °С

абсолютная погрешность измерения температуры нефтепродукта при измерении плотности

∆tp = 0,5 °С

относительная погрешность средства обработки результатов измерений при вычислении массы

dN = 0,05 %

коэффициент объемного расширения нефтепродукта по таблице А.1 ГОСТ Р 8.595

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 (Б.1) с учётом:

- поправки на температурное расширение стекла ареометра;

- условия, что t0=tr

r* = r × Ка = 709(1 - 0,000023 (22 - 15) - 0,00000002 (22 - 15) (22 - 15)) = 708,9 кг/м3.

Поправочный коэффициент (Ка) вычисляют по формуле Б.1.

А.1.2.1.2 Плотность *) и объем нефтепродукта приводят к 15 °С по таблицам 53В и 54В [7] 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: r15= 715,4 кг/м3.

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/м3 значение 716,0 кг/м3 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:

V15 = V × К = 150 × 0,9871 = 148,065 м3.

А.1.2.1.3 Массу бензина вычисляют по формуле (2):

т = V15 × r15 = 14,807 × 715,4 = 105926 кг.

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 (4):

Коэффициент G вычисляют по формуле (5):

Относительную погрешность измерений плотности нефтепродукта вычисляют по формуле (6):

Таким образом, относительная погрешность измерений массы нефтепродукта равна:

А.1.2.2.2 Пределы относительной погрешности измерений объема нефтепродукта, приведенного к стандартным условиям, вычисляют по формуле (9):

А.1.2.2.3 Для случая, если масса вычисляется для условий приведения плотности нефтепродукта к условиям измерений объема, пределы относительной погрешности измерений массы вычисляют по формуле (7):

Величину (dtvr) вычисляют по формуле (8):

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 м3

плотность нефтепродукта при 15 °С

r15 = 715,4 кг/м3

температура нефтепродукта при измерении объема

tv = 25 °С

относительная погрешность канала измерения объема с помощью счетчика объема (расходомера)

dV= 0,15 %

относительная погрешность канала измерения плотности

= 0,25 %

относительная погрешность канала измерения температуры нефти преобразователем температуры при измерении объема

dt = 0,05 %

относительная погрешность СОИ при вычислении массы

dN= 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:

V15 = V × К = 150 × 0,9871 = 148,065 м3.

А.2.2.1.2 Массу нефтепродукта вычисляют по формуле (2):

m = Vl5 × rl5 = 148,065 × 715,4 = 105926 кг.

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:

Приложение Б

Расчет плотности с учётом поправки на температурное расширение стекла ареометра

Б.1 При проведении измерений плотности ареометром значение плотности (r*) вычисляется по формуле:

r* = r × Ка,

(Б.1)

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

r - плотность нефтепродукта, измеренная ареометром, кг/м3;

Ка - поправочный коэффициент на температурное расширение стекла ареометра, определяемый по формулам Б.2 или Б.3.

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

Ка=1 - 0,000023 (t0 - 15) - 0,00000002 (t0 - 15) (t0 - 15).

(Б.2)

Для ареометров, отградуированных при 20 °С, поправочный коэффициент вычисляют по формуле:

Ка=1 - 0,000025 (t0 - 20),

(Б.3)

где t0 - 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 ПО3:

________________

3Алгоритмы 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:

t0 - температура продукта в рабочих условиях, °С;

Р0 - избыточное давление продукта в рабочих условиях, кПа;

r0 - плотность продукта в рабочих условиях, кг/м3;

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:

Ка=1 - 0,000023 (t0 - 15) - 0,00000002 (t0 - 15) (t0 - 15),

(В.1)

- для ареометров, отградуированных при 20 °С, поправочный коэффициент вычисляют по формуле:

Ка = 1 - 0,000025 (t0 - 20).

(В.2)

В результате расчёта получают значения следующих величин:

PТ; - плотность продукта при стандартных условиях (температура продукта 15 °С или 20 °С, избыточное давление продукта 0 Па), кг/м3;

Ctl - корректирующий фактор на температуру продукта;

СPL - корректирующий фактор на давление продукта;

FP - фактор сжимаемости продукта, кПа-1;

СтрL - корректирующий фактор на температуру и давление продукта.

Ниже приведён алгоритм вычислений.

В.1.1 Температура продукта приводится к °F:

tO,F = 1,8tO + 32.

(В.3)

Проверяют выполнение условий по температуре:

-58 ≤ tO,F ≤ 302.

(В.4)

Если условия не выполняются, то расчет завершается.

В.1.2 Рассчитывается избыточное давление продукта в рsig:

(В.5)

Проверяют выполнение условий по давлению:

0 ≤ PPSI ≤ 1500.

(В.6)

Если условия не выполняются, то расчет завершается.

В.1.3 Проверяют выполнение условий по плотности:

rmin ≤ ro ≤ rmax,

(В.7)

где значения максимального и минимального значения плотности:

rmin, кг/м3

rmax, кг/м3

470,4

1209,5

Если условия не выполняются, то расчет завершается.

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

r60,min, кг/м3

r60,max, кг/м3

610,6

1163,5

В.1.5 Определяют первое приближение плотности при стандартных условиях (60 °F):

(В.8)

(В.9)

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

t =to - ∆t.

(В.10)

Значение ∆t рассчитывают по формуле:

t = (а1 + (а2 + (а3 + (а4 + (а5 + (а6 + (а7 + а8t)t)t)t)t)t)t)t,

(В.11)

где

(В.12)

Значения коэффициентов ai:

i

ai

1

-0,148759

2

-0,267408

3

1,080760

4

1,269056

5

-4,089591

6

-1,871251

7

7,438081

8

-3,536296

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

(В.13)

где

 

(В.14)

(В.15)

Значение d60 = 0,0134979547.

Значения К0, К1, К2 определяют по таблице В.1.

Таблица В.1

Продукт

Плотность

К0

К1

К2

Дизельное

топливо

838,3127 ≤ r60 ≤ 1163,5

103,8720

0,2701

0,0

Авиационное

топливо

787,5195 ≤ r60 < 838,3127

330,3010

0,0

0,0

Переходная

зона

770,3520 ≤ r60 < 787,5195

1489,0670

0,0

-0,00186840

Бензины

610,6 ≤ r60 < 770,3520

192,4571

0,2438

0,0

В.1.8 Рассчитывают коэффициент объемного расширения продукта при 60 °F:

(В.16)

В.1.9 Рассчитывают корректирующий фактор на температуру продукта:

(В.17)

где

∆t = t - 60,0068749.

(В.18)

Значение d60 берут по В.1.7.

В.1.10 Рассчитывают коэффициент сжимаемости продукта:

(В.19)

В.1.11 Рассчитывают корректирующий фактор на избыточное давление продукта:

(В.20)

В.1.12 Рассчитывают корректирующий фактор на температуру и избыточное давление продукта:

(В.21)

В.1.13 Рассчитывают :

(В.22)

Проверяют выполнение условия:

(В.23)

Если условие выполняется, то переходят к В.1.17.

В.1.14 Рассчитывают поправку к плотности при стандартных условиях:

(В.24)

где

(В.25)

(В.26)

(В.27)

где

∆t =to - 60.

(В.28)

Значения Da приведены в таблице В.2.

Таблица В.2

Продукт

Плотность

Da

Дизельное

топливо

838,3127 ≤ r60 ≤ 1163,5

1,3

Авиационное

топливо

787,5195 ≤ r60  < 838,3127

2,0

Переходная

зона

770,3520 ≤ r60 < 787,5195

8,5

Бензины

610,6 ≤ рб0 < 770,3520

1,5

В.1.15 Рассчитывают значение :

(В.29)

Если

(В.30)

Если

(В.31)

В.1.16 Рассчитывают номер итерации:

т = т +1.

(В.32)

Проверяют выполнение условия:

т ≤ 15.

(В.33)

Если условие выполняется, то переходят к 1.7.

Если условие не выполняется, то расчет завершается.

В.1.17 Проверяют выполнение условия:

r60 minr60 ≤ r60 max

(В.34)

Если условие не выполняется, то расчет завершается.

Значения максимальной плотности r60 max и минимальной плотности r60 min приведены в В.1.4.

В.1.18 Рассчитывают корректирующий фактор по температуре при приведении плотности продукта от r60 к rT .

Корректирующий фактор по температуре СTL.60 при приведении плотности продукта от r60 к rT рассчитывают по В.1.6 - В.1.9 при t0 = Т и Р0 = Р.

В.1.19 Рассчитывают плотность при стандартных условиях:

(В.35)

В.1.20 Рассчитывают корректирующий фактор по температуре:

(В.36)

В.1.21 Рассчитывают корректирующий фактор избыточному давлению:

(В.37)

В.1.22 Рассчитывают корректирующий фактор по температуре и избыточному давлению:

(В.38)

В.1.23 Округляют корректирующий фактор по температуре до 0,00001.

В.1.24 Рассчитывают коэффициент сжимаемости продукта:

(В.39)

В.2 Приведение объема продукта от рабочих условий к стандартным условиям (температура продукта 15 °С или 20 °С, избыточное давление продукта 0 Па).

Для выполнения вычислений необходимы значения следующих величин:

rТ - плотность продукта при стандартных условиях (температура продукта 15 °С или 20 °С, избыточное давление продукта 0 Па), кг/м3;

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

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

V- объем продукта, м3;

tv - температура продукта в рабочих условиях при измерении объема, °С;

Pv - избыточное давление продукта в рабочих условиях при измерении объема, кПа.

В результате расчёта получают значения следующих величин:

Ctl - корректирующий фактор на температуру продукта при приведении объема продукта к стандартной температуре;

СPL - корректирующий фактор на давление продукта при приведении объема продукта к стандартной температуре;

Ctpl - корректирующий фактор на температуру и давление продукта при приведении объема продукта к стандартной температуре;

V- объем продукта при стандартных условиях, м3.

Ниже приведён алгоритм вычислений.

В.2.1 Рассчитывают плотность продукта при стандартных условиях (60 °F) и корректирующий фактор на температуру продукта при приведении плотности при стандартных условиях (60 °F) к плотности при стандартных условиях (15 °С или 20 °С) CTL, 60

Расчет проводится по В.1.1 - В.1.17.

При этом за значения плотности, температуры и избыточного давления принимают:

ro = rT,

to = T,

Po = 0.

В.2.2 Рассчитывают температуру продукта в °F:

(В.40)

Проверяют выполнение условий:

(В.41)

Если условия не выполняются, то расчет завершается.

В.2.3 Рассчитывают избыточное давление продукта в psig:

(В.42)

Проверяют выполнение условий:

(В.43)

Если условия не выполняются, то расчет завершается.

В.2.4 Пересчитывают температуру продукта из температурной шкалы ITS-90 в температурную шкалу ITS-68:

t =tV - ∆t.

(В.44)

Значение ∆t рассчитывают по формуле:

t = 1 + (а2 + (а3 + (а4 + (а5 + (а6 + (а7 + а8t)t)t)t)t)t)t)t,

(В.45)

(В.46)

Значения коэффициентов аi приведены в В.1.6.

В.2.5 Рассчитывают плотность продукта при стандартных условиях (60 °Е) соответствующую температурной шкале IТS-68:

(В.47)

где

(В.48)

(В.49)

Значения d60 = 0,01374979547.

Значения К0, К1, K2 определяют по таблице В.1.

В.2.6 Рассчитывают коэффициент объемного расширения продукта при 60 °Е:

(В.50)

В.2.7 Рассчитывают корректирующий фактор на температуру продукта при приведении плотности от стандартной плотности (60 °Е) к рабочей температуре:

(В.51)

где

∆t = t - 60,0068749.

(В.52)

Значение берут по В.1.7.

В.2.8 Рассчитывают корректирующий фактор на температуру продукта при приведении плотности от стандартной плотности (15 °С или 20 °С к рабочей температуре:

(В.53)

В.2.9 Рассчитывают коэффициент сжимаемости продукта:

(В.54)

В.2.10 Рассчитывают корректирующий фактор на избыточное давление продукта:

(В.55)

В.2.11 Рассчитывают коэффициент сжимаемости продукта:

(В.56)

В.2.12 Рассчитывают корректирующий фактор на температуру и избыточное давление продукта:

(В.57)

В.2.13 Округляют корректирующий фактор по температуре до 0,00001.

В.2.14 Рассчитывают объем при стандартных условиях:

(В.58)

В.3 Приведение плотности продукта от стандартных условий (температура продукта °С или 20 °С, избыточное давление продукта 0 Па) к рабочим условиям.

Для выполнения вычислений необходимы значения следующих величин:

rT - плотность продукта при стандартных условиях (температура продукта 15 °С или 20 °С, избыточное давление продукта 0 Па), кг/м3;

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

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

tV - температура продукта в рабочих условиях, °С;

PV - избыточное давление продукта в рабочих условиях, кПа.

В результате расчёта получают значения следующих величин:

СTL - корректирующий фактор на температуру продукта при приведении плотности продукта к рабочей температуре;

СPL - корректирующий фактор на давление продукта при приведении плотности продукта к рабочей температуре;

СтрL - корректирующий фактор на температуру и давление продукта при приведении плотности продукта к рабочей температуре;

r - плотность продукта при рабочих условиях, кг/м3.

Ниже приведён алгоритм вычислений.

В.3.1 Рассчитывают значения корректирующих коэффициентов по температуре и давлению CTL, С PL, CTPL.

Значения корректирующих коэффициентов по температуре и давлению CTL, CPL, СТРL рассчитывают по В.2.1 - В.2.13.

В.3.2 Рассчитывают значения плотности при рабочих условиях:

(В.59)

В.4 Приведение плотности продукта от рабочих условий к условиям измерений объёма.

Приведение плотности продукта от рабочих условий к условиям измерений объёма выполняется в два этапа:

- решается задача приведения плотности от рабочих к стандартным условиям согласно В.1 настоящего приложения;

- решается задача приведения плотности от стандартных условий к условиям измерений объёма согласно В.3 настоящего приложения.