Описание
Источник публикации
М.: Издательство стандартов, 1991
Примечание к документу
Утратил силу на территории Российской Федерации в связи с введением в действие с 1 июня 2003 года ГОСТ Р 8.595-2002 (Постановление Госстандарта РФ от 30.09.2002 N 356-ст). Взамен ГОСТ Р 8.595-2002 с 1 ноября 2005 года введен в действие
ГОСТ Р 8.595-2004 (Постановление Госстандарта РФ от 07.12.2004 N 99-ст).
Введен в действие с 1 января 1987 года.
Взамен ГОСТ 8.370-80 и ГОСТ 8.378-80.
Название документа
"ГОСТ 26976-86. Нефть и нефтепродукты. Методы измерения массы"
(утв. Постановлением Госстандарта СССР от 26.08.1986 N 2495)
"ГОСТ 26976-86. Нефть и нефтепродукты. Методы измерения массы"
(утв. Постановлением Госстандарта СССР от 26.08.1986 N 2495)
Утвержден и введен в действие
Постановлением Госстандарта СССР
от 26 августа 1986 г. N 2495
ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ СОЮЗА ССР
НЕФТЬ И НЕФТЕПРОДУКТЫ
МЕТОДЫ ИЗМЕРЕНИЯ МАССЫ
Petroleum and petroleum products.
Methods of mass measurement
ГОСТ 26976-86
Взамен ГОСТ 8.370-80 и
ГОСТ 8.378-80
Срок введения
с 1 января 1987 года
Переиздание. Апрель 1991 г.
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.
1.1. Стандарт регламентирует методы измерений массы брутто и массы нетто продуктов.
Основным методом при поставках на экспорт и коммерческих операциях по нефти и нефтепродуктам, кроме мазутов, битумов и пластичных смазок, является динамический метод с применением счетчиков (расходомеров).
1.2. Продукты должны соответствовать требованиям действующей нормативно-технической документации.
1.3. Термины, используемые в настоящем стандарте, и пояснения к ним приведены в справочном
Приложении 1.
2.1. При проведении учетно-расчетных операций применяют прямые и косвенные методы.
2.2. При применении прямых методов измеряют массу продуктов с помощью весов, весовых дозаторов и устройств, массовых счетчиков или массовых расходомеров с интеграторами.
2.3. Косвенные методы подразделяют на объемно-массовый и гидростатический.
2.3.1. Объемно-массовый метод
2.3.1.1. При применении объемно-массового метода измеряют объем и плотность продукта при одинаковых или приведенных к одним условиям (температура и давление), определяют массу брутто продукта, как произведение значений этих величин, а затем вычисляют массу нетто продукта.
2.3.1.2. Плотность продукта измеряют поточными плотномерами или ареометрами для нефти в объединенной пробе, а температуру продукта и давление при условиях измерения плотности и объема соответственно термометрами и манометрами.
2.3.1.3. Определение массы нетто продукта
При определении массы нетто продукта определяют массу балласта. Для этого измеряют содержание воды и концентрацию хлористых солей в нефти и рассчитывают их массу.
Массу механических примесей определяют, принимая среднюю массовую долю их в нефти по
ГОСТ 9965-76.
Содержание воды в нефти и концентрацию хлористых солей измеряют, соответственно, поточными влагомерами и солемерами или определяют по результатам лабораторных анализов объединенной пробы нефти.
2.3.1.4. В зависимости от способа измерений объема продукта объемно-массовый метод подразделяют на динамический и статический.
Динамический метод применяют при измерении массы продукта непосредственно на потоке в нефтепродуктопроводах. При этом объем продукта измеряют счетчиками или преобразователями расхода с интеграторами.
Статический метод применяют при измерении массы продукта в градуированных емкостях (вертикальные и горизонтальные резервуары, транспортные емкости и т.п.).
Объем продукта в резервуарах определяют с помощью градуировочных таблиц резервуаров по значениям уровня наполнения, измеренным уровнемером, метроштоком или металлической измерительной рулеткой. В емкостях, градуированных на полную вместимость, контролируют уровень наполнения, и определяют объем по паспортным данным.
2.3.2. Гидростатический метод
2.3.2.1. При применении гидростатического метода измеряют гидростатическое давление столба продукта, определяют среднюю площадь заполненной части резервуара и рассчитывают массу продукта, как произведение значений этих величин, деленное на ускорение силы тяжести.
Массу отпущенного (принятого) продукта определяют двумя методами:
как разность масс, определенных в начале и в конце товарной операции вышеизложенным методом;
как произведение разности гидростатических давлений в начале и в конце товарной операции на среднюю площадь сечения части резервуара, из которого отпущен продукт, деленное на ускорение силы тяжести.
2.3.2.2. Гидростатическое давление столба продукта измеряют манометрическими приборами с учетом давления паров продукта.
2.3.2.3. Для определения средней площади сечения части резервуара металлической измерительной рулеткой или уровнемером измеряют уровни продукта в начале и в конце товарной операции и по данным градуировочной таблицы резервуара вычисляют соответствующие этим уровням средние площади сечения.
Допускается вместо измерения уровня измерять плотность продукта по
п. 2.3.1.2 и определять:
уровень налива для определения средней площади сечения, как частного от деления гидростатического давления на плотность;
объем нефти для определения массы балласта, как частного от деления массы на плотность.
2.4. Математические модели прямых методов и их погрешностей приведены в
МИ 1953-88.
Математические модели косвенных методов и их погрешностей приведены в обязательном
Приложении 2.
Примеры вычислений массы продукта и оценки погрешностей методов приведены в справочном
Приложении 3.
Примечание. Для внешнеторговых организаций при необходимости допускается рассчитывать массу в соответствии с положениями стандарта ИСО 91/1-82 и других международных документов, признанных в СССР.
3. ПОГРЕШНОСТИ МЕТОДОВ ИЗМЕРЕНИЯ
3.1. Пределы относительной погрешности методов измерения массы должны быть не более:
при прямом методе:
+/- 0,5% - при измерении массы нетто нефтепродуктов до 100 т, а также массы нетто битумов;
+/- 0,3% - при измерении массы нетто пластических смазок;
при объемно-массовом динамическом методе:
+/- 0,25% - при измерении массы брутто нефти;
+/- 0,35% - при измерении массы нетто нефти;
+/- 0,5% - при измерении массы нетто нефтепродуктов от 100 т и выше;
+/- 0,8% - при измерении массы нетто нефтепродуктов до 100 т и отработанных нефтепродуктов;
при объемно-массовом статическом методе:
+/- 0,5% - при измерении массы нетто нефти, нефтепродуктов от 100 т и выше, а также массы нетто битумов;
+/- 0,8% - при измерении массы нетто нефтепродуктов до 100 т и отработанных нефтепродуктов;
при гидростатическом методе:
+/- 0,5% - при измерении массы нетто нефти, нефтепродуктов от 100 т и выше;
+/- 0,8% - при измерении массы нетто нефтепродуктов до 100 т и отработанных нефтепродуктов.
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.
Обязательное
МАТЕМАТИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ КОСВЕННЫХ МЕТОДОВ ИЗМЕРЕНИЙ МАССЫ
И ИХ ПОГРЕШНОСТЕЙ
1. Модель объемно-массового динамического метода
, (1)
где m - масса продукта, кг;
V - объем продукта, м3;
- плотность продукта, кг/м3;
- разность температур продукта при измерении плотности (
) и объема (
), °С;
- коэффициент объемного расширения продукта, 1/°С;
- разность давлений при измерении объема (
) и плотности (
), МПа;
- коэффициент сжимаемости от давления, 1/МПа.
1.1. Модель погрешности метода
, (2)
где
- относительная погрешность измерения массы продукта, %;
- относительная погрешность измерения объема, %;
- относительная погрешность измерения плотности, %;
- абсолютная погрешность измерения разности температур
, °С;
- относительная погрешность центрального блока обработки и индикации данных, %.
2. Модель объемно-массового статического метода
, (3)
где
,
- объемы продукта, соответственно, в начале и конце товарной операции, определяемые по градуировочной таблице резервуара, 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 (
) и при градуировке (
), °C.
2.1. Модель погрешности метода
, (4)
где H - уровень продукта, в емкости, м;
- абсолютная погрешность измерения уровня наполнения продукта, м;
- относительная погрешность градуировки резервуара, %.
3. Модель гидростатического метода
(5) или
, (6)
где
;
- средние значения площади сечения резервуара, соответственно в начале и в конце товарной операции, м2, определяемые как
(V - объем продукта, м3, H - уровень наполнения емкости, м);
- среднее значение площади сечения части резервуара, из которой отпущен продукт, м2;
g - 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
, (7)
для формулы (6)
, (8)
где
,
- относительные погрешности измерения сечения резервуара, соответственно, в начале и в конце товарной операции, %;
,
- относительные погрешности измерения давлений, соответственно, в начале и в конце товарной операции, %;
- относительная погрешность измерения разности давлений
, %;
- относительная погрешность измерения среднего значения площади сечения резервуара, из которой отпущен продукт, %.
4. Модели измерения массы нетто нефти
При применении объемно-массового метода измерения массы:
. (9)
При применении гидростатического метода измерений массы:
, (10)
где
- масса нефти нетто, кг;
- масса балласта, кг;
- объемная доля воды в нефти, %;
- плотность воды, кг/м3;
- концентрация хлористых солей, кг/м3;
- нормированная массовая доля механических примесей в нефти, %.
4.1. Модели погрешности методов
, (11)
, (12)
где
- абсолютная погрешность измерения плотности воды, кг/м3;
- абсолютная погрешность измерения содержания воды, % объемных;
- абсолютная погрешность измерения концентрации хлористых солей, кг/м3.
Примечание. Погрешности измерения параметров
,
,
,
,
,
в моделях погрешностей методов не учитывают ввиду их малого влияния.
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)
;
поточный плотномер с абсолютной погрешностью
кг/м3;
термометры с абсолютной погрешностью
°С;
манометры класса I с верхним пределом диапазона измерения
= 10 МПа.
Обработка результатов измерений производится на ЭВМ с относительной погрешностью
.
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
= 32 °C;
давление при измерении объема
= 5,4 МПа;
температуру продукта при измерении плотности
= 30 °C;
давление при измерении плотности
= 5,5 МПа;
плотность продукта
= 781 кг/м3.
1.4. По справочникам определяют:
коэффициент объемного расширения продукта
1/°C;
коэффициент сжимаемости продукта от давления
1/МПа.
1.5. Массу прошедшего по трубопроводу продукта вычисляют по формуле
(1)1.6. Для определения погрешности метода вычисляют:
относительную погрешность измерения плотности по формуле
,
где
- минимальное допускаемое в методике выполнения измерений (МВИ) значение плотности продукта;
абсолютную погрешность измерения разности температур
°С.
1.7. При определении погрешности метода учитывают, что она достигает максимума при максимально допускаемом превышении температуры
над температурой
, которое должно указываться в МВИ. Для примера принимаем, что в МВИ задано значение 10 °С.
1.8. Погрешность объемно-массового динамического метода измерения вычисляют по формуле
(2) Приложения 2:
.
2. Объемно-массовый статический метод
2.1. При применении объемно-массового статического метода использованы следующие средства измерений:
стальной вертикальный цилиндрический резервуар вместимостью 10000 м3, отградуированный с относительной погрешностью
при температуре
= 18 °С;
уровнемер с абсолютной погрешностью
мм;
ареометр для нефти (нефтеденсиметр) с абсолютной погрешностью
= 0,5 кг/м3;
термометры с абсолютной погрешностью
°С.
Обработка результатов измерений производится на ЭВМ с относительной погрешностью
.
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
= 22 °С,
= 787 кг/м3;
средняя температура продукта в резервуаре
= 34 °C;
температура окружающего воздуха
= -12 °С.
2.3. При измерениях после отпуска продукта получены следующие результаты:
высота налива продукта
= 1,391 м;
плотность продукта из объединенной пробы в лабораторных условиях при температуре
= 22 °С,
= 781 кг/м3;
средняя температура продукта в резервуаре
= 32 °C;
температура окружающего воздуха
= -18 °С.
2.4. По справочникам определяют:
коэффициент линейного расширения материала стенок резервуара
1/°С;
коэффициент объемного расширения продукта
1/°С.
2.5. По градуировочной таблице резервуара определяют:
объем продукта в резервуаре перед отпуском
= 10673,7 м3;
объем продукта в резервуаре после отпуска
= 1108,2 м3.
2.6. Вычисляют температуру стенок резервуара:
перед отпуском продукта
°С,
после отпуска продукта
°С.
2.7. Массу отпущенного продукта определяют по формуле
(3) Приложения 2:
2.8. Для определения погрешности метода вычисляют:
относительную погрешность измерения плотности продукта
;
абсолютную погрешность измерения разности температур:
°С.
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
над температурой
, которые должны указываться в МВИ.
2.9.1. В рассматриваемом случае, например, используют резервуар с
= 12 м и заданы
= 8 м и следовательно
= 4 м и
= -10 °С.
2.9.2. По градуировочной таблице резервуара определяют объемы, соответствующие уровням
п. 2.9.1:
= 11112,1 м3,
= 3566,4 м3 и
= 7545,7 м3.
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
при температуре
= 18 °С;
уровнемер с абсолютной погрешностью
мм;
дифференциальный манометр с относительной погрешностью
.
Обработка результатов измерений производится на ЭВМ с относительной погрешностью
.
3.2. При измерениях получены результаты:
высота налива продукта перед отпуском
= 10,972 м;
дифференциальное давление перед отпуском
= 86100 Па;
высота налива продукта после отпуска
= 1,353 м;
дифференциальное давление после отпуска
= 11800 Па.
3.3. По справочнику определяют значение ускорения свободного падения для данной местности g = 9,815 м/с2.
3.4. По градировочной таблице резервуара определяют:
объем продукта перед отпуском
= 10581,4 м3;
объем продукта после отпуска
= 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
и после отпуска продукта
;
при применении для расчета формулы
(6) Приложения 2 среднее значение площади сечения части резервуара, из которого отпущен продукт
,
разность давлений продукта в начале и в конце товарной операции с учетом изменившегося столба воздуха в резервуаре
где
- плотность воздуха, кг/м3.
3.6. Массу отпущенного продукта вычисляют по формуле
(5) или
(6), соответственно:
7297637,3 кг = 7,3 тыс. т
или
7296774,3 кг = 7,3 тыс. т.
3.7. При определении погрешности метода учитывают, что она достигает максимума при максимальном для данного резервуара значения
, указанного в паспорте на резервуар, а также при минимальном значении отпущенного продукта
и его максимальной плотности
, которые должны указываться в МВИ.
3.7.1. В рассматриваемом случае, например, используют резервуар с
= 12 м и заданными
= 7000 т и
= 860 кг/м3.
3.7.2. По градуировочной таблице резервуара определяют объем
= 11112,1 м3, соответствующий
, рассчитывают минимальное изменение объема
и максимальное значение объема
:
и
.
По градуировочной таблице резервуара определяют уровень
= 3,25 м, соответствующий
.
3.8. Для расчета погрешности определяют
максимальное значение давления столба продукта перед отпуском:
Па,
после отпуска:
Па;
среднее значение площади сечения резервуара, соответствующее
и
,
;
относительную погрешность измерения разности давлений
.
3.9. Погрешность гидростатического метода определяют по формуле
(7) или
(8) Приложения 2, соответственно:
.
Примечание. В данных расчетах за погрешность
,
и
принимается погрешность градуировки резервуара
, равная 0,1%, так как погрешность измерения уровня при применении метода градуировки по
ГОСТ 8.380-80 не указывает существенного влияния на погрешность измерения площадей.
4. Методы измерения массы нефти нетто
4.1. При измерении 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
(по объему),
солемер с абсолютной погрешностью
кг/м3,
ареометр для измерения плотности воды с абсолютной погрешностью
= 0,5 кг/м3.
4.3. По результатам измерений за время отпуска продукта вычисляют следующие параметры (средние арифметические значения):
объемную долю воды в нефти
= 0,7% (по объему);
концентрацию хлористых солей в нефти
= 1,2 кг/м3;
плотность воды, содержащейся в нефти
= 1050 кг/м3.
4.4. Массовая доля механических примесей в нефти принимается равной предельному значению по
ГОСТ 9965-76,
= 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:
кг/м3.
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
, содержания воды
и концентрации хлористых солей
в нефти, при максимальном превышении температуры
над температурой
и минимально допускаемом значении плотности нефти
, которые должны указываться в МВИ.
4.7.1. В рассматриваемом случае, например, в МВИ заданы:
= 1120 кг/м3;
= 1%;
= 1,8 кг/м3;
= 780 кг/м3 и
= -10 °C.
4.8. Погрешность объемно-массового метода измерения массы нефти нетто по формуле
(11) Приложения 2:
4.8.1. При применении объемно-массового статического метода (см.
п. 2) погрешность определяют также по формуле
(11) Приложения 2, однако требуется определить погрешность косвенного измерения объема
, которую рассчитывают по формуле:
4.9. Для расчета погрешности гидростатического метода измерения массы нефти предварительно определяют абсолютную погрешность измерения плотности (см.
п. 3)
Погрешность гидростатического метода измерения массы нефти нетто вычисляют по формуле
(12) Приложения 2:
