ГОСТ 26976-86 Нефть и нефтепродукты. Методы измерения массы
Текст ГОСТ 26976-86 Нефть и нефтепродукты. Методы измерения массы
НЕФТЬ И НЕФТЕПРОДУКТЫ
МЕТОДЫ ИЗМЕРЕНИЯ МАССЫ
ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР ПО СТАНДАРТАМ
РАЗРАБОТАН Миннефтепромом СССР, Госкомнефтепродук-том СССР и Минприбором СССР
Л. С. Апракин, А. Ш. Фатхутдинов, Ф. Ф. Хакимов, Л. И. Вдовыченко, В. 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
УДК 665.6:531.751:006.354 Группа Б09
ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ СОЮЗА ССР
НЕФТЬ И НЕФТЕПРОДУКТЫ
Методы измерения массы
Oil and petroleum products. Methods of mass measurement
ГОСТ 8.370—80 и ГОСТ 8.378—80
Постановлением Государственного комитета СССР по стандартам от 26 августа 1986 г. № 2495 срок введения установлен
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.
Издание официальное Перепечатка воспрещена
Несоблюдение стандарта преследуется по закону
1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
2. МЕТОДЫ ИЗМЕРЕНИЙ
© Издательство стандартов, 1986
2.3. Косвенные методы подразделяют на объемно-массовый и гидростатический.
2.3.1. О б ъ е м н о-м а с с о в ы й 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 ГОСТ 8.404—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 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 100т 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 100т 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.
МАТЕМАТИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ КОСВЕННЫХ МЕТОДОВ ИЗМЕРЕНИИ МАССЫ И ИХ ПОГРЕШНОСТЕЙ
I. Модель объемно-массового динамического метода
где m — масса продукта, кг;
V—объем продукта, м 3 ; р—плотность продукта, кг/м 3 ;
(?р—tv) — разность температур продукта при измерении плотности (^р) и объема (tv)y *С;
3— коэффициент объемного расширения продукта, 1/°С;
—Яр)—разность давлений при измерении объема (Я„) и плотности (ЯР ), МПа;
у — коэффициент сжимаемости от давления, 1/МПа.
1.1. Модель погрешности метода
Л т=±1,1^/ Г ДУ2+ДрЧ-^р
где Ат—относительная погрешность измерения массы продукта, %;
AV—относительная погрешность измерения объема, %;
Aq — относительная погрешность измерения плотности, %;
Л61 — абсолютная погрешность измерения разности температур 61, °С;
ДА! — относительная погрешность центрального блока обработки и индикации данных, %;
2. Модель объемн о-м ассового статического метода
где Vtf Vi+i— объемы продукта, соответственно, в начале и конце товарной.
операции, определяемые по градуировочной таблице резервуара, м 3 ;
Qil Oi+i — средние плотности продукта, соответственно, в начале и в конце товарной операции, кг/м 3 ;
а — коэффициент линейного расширения материала стенок резервуара, 1°С;
—ггр)—разность температур стенок резервуара при измерении объема (Yt>) и при градуировке <7гр), °С.
Источник
Нефть и нефтепродукты методы измерения массы действующий гост
4 Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 14 ноября 2019 г. N 1170-ст межгосударственный стандарт ГОСТ 8.587-2019* введен в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации с 30 апреля 2020 г.
5 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ
Информация о введении в действие (прекращении действия) настоящего стандарта и изменений к нему на территории указанных выше государств публикуется в указателях национальных стандартов, издаваемых в этих государствах, а также в сети Интернет на сайтах соответствующих национальных органов по стандартизации.
В случае пересмотра, изменения или отмены настоящего стандарта соответствующая информация будет опубликована на официальном интернет-сайте Межгосударственного совета по стандартизации, метрологии и сертификации в каталоге "Межгосударственные стандарты"
ВНЕСЕНА поправка, опубликованная в ИУС N 8, 2020 год
Поправка внесена изготовителем базы данных
1 Область применения
1.1 Настоящий стандарт устанавливает методики измерений массы нефти/нефтепродуктов, основанные на следующих методах измерений:
а) косвенном методе динамических измерений;
б) прямом методе динамических измерений;
в) косвенном методе статических измерений;
г) прямом методе статических измерений;
д) косвенном методе, основанном на гидростатическом принципе.
Примечание — Здесь и далее в Республике Беларусь, Республике Казахстан, Киргизской Республике вместо понятия "методика измерений" применяется понятие "методика выполнения измерений".
1.2 Настоящий стандарт распространяется:
а) на проектируемые, вновь строящиеся и реконструируемые измерительные системы, в том числе системы измерений количества и показателей качества нефти и нефтепродуктов;
б) проектируемые, вновь строящиеся и реконструируемые вертикальные и горизонтальные резервуары;
в) вновь изготавливаемые резервуары (танки) речных и морских наливных судов, железнодорожные цистерны, автоцистерны, прицепы-цистерны, полуприцепы-цистерны.
1.3 Настоящий стандарт может быть применен при разработке методик измерений массы нефти/нефтепродуктов для индивидуальных условий применения.
2 Нормативные ссылки
В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие межгосударственные стандарты:
ГОСТ 8.009-84 Государственная система обеспечения единства измерений. Нормируемые метрологические характеристики средств измерений
ГОСТ 8.247-2004 Государственная система обеспечения единства измерений. Метроштоки для измерений уровня нефтепродуктов в горизонтальных резервуарах. Методика поверки
ГОСТ 8.346-2000 Государственная система обеспечения единства измерений. Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические. Методика поверки
ГОСТ 8.570-2000 Государственная система обеспечения единства измерений. Резервуары стальные вертикальные цилиндрические. Методика поверки
ГОСТ 8.647-2015 Государственная система обеспечения единства измерений. Весы вагонные автоматические. Часть 1. Метрологические и технические требования. Методы испытаний
ГОСТ 33-2016 Нефть и нефтепродукты. Прозрачные и непрозрачные жидкости. Определение кинематической и динамической вязкости
ГОСТ 1756-2000 (ИСО 3007-99) Нефтепродукты. Определение давления насыщенных паров
В Российской Федерации действует в том числе ГОСТ Р 52340-2005 "Нефть. Определение давления паров методом расширения".
ГОСТ 2477-2014 Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды
ГОСТ 2517-2012 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб
ГОСТ 3900-85 Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности
В Российской Федерации действует в том числе ГОСТ Р 51069-97 "Нефть и нефтепродукты. Метод определения плотности, относительной плотности и плотности в градусах API ареометром". В Республике Беларусь действует СТБ 1799*.
* Доступ к международным и зарубежным документам, упомянутым в тексте, можно получить, обратившись в Службу поддержки пользователей. — Примечание изготовителя базы данных.
ГОСТ 6370-83 Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей
ГОСТ 7502-98 Рулетки измерительные металлические. Технические условия
ГОСТ 13196-93 Устройства автоматизации резервуарных парков. Средства измерения уровня и отбора проб нефти и нефтепродуктов. Общие технические требования и методы испытаний
ГОСТ 18481-81 Ареометры и цилиндры стеклянные. Общие технические условия
ГОСТ 21534-76 Нефть. Методы определения содержания хлористых солей
ГОСТ 31378-2009 Нефть. Общие технические условия
В Российской Федерации действует в том числе ГОСТ Р 51858-2002.
ГОСТ 31873-2012 Нефть и нефтепродукты. Методы ручного отбора проб
В Республике Беларусь действует в том числе СТБ ИСО 3170.
ГОСТ 32595-2013 Топливо авиационное для газотурбинных двигателей Джет А-1 (JET А-1). Технические условия
В Российской Федерации действует в том числе ГОСТ Р 52050-2006.
ГОСТ 34396-2018 Системы измерений количества и показателей качества нефти и нефтепродуктов. Общие технические условия
ГОСТ OIML R 76-1-2011 Государственная система обеспечения единства измерений. Весы неавтоматического действия. Часть 1. Метрологические и технические требования. Испытания
ГОСТ ISO 3675-2014 Нефть сырая и нефтепродукты жидкие. Лабораторный метод определения плотности с использованием ареометра
Примечание — При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов и классификаторов на официальном интернет-сайте Межгосударственного совета по стандартизации, метрологии и сертификации (www.easc.by) или по указателям национальных стандартов, издаваемым в государствах, указанных в предисловии, или на официальных сайтах соответствующих национальных органов по стандартизации. Если на документ дана недатированная ссылка, то следует использовать документ, действующий на текущий момент, с учетом всех внесенных в него изменений. Если заменен ссылочный документ, на который дана датированная ссылка, то следует использовать указанную версию этого документа. Если после принятия настоящего стандарта в ссылочный документ, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение применяется без учета данного изменения. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.
3 Термины и определения
В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:
3.1 балласт нефти (ballast of oil): Масса содержащихся в нефти воды, хлористых солей и механических примесей, измеренных с применением средств измерений и/или определенных по результатам лабораторных испытаний.
3.2 балласт мазута (ballast of masut): Масса содержащихся в мазуте воды и механических примесей, измеренных с применением средств измерений и/или определенных по результатам лабораторных испытаний.
Примечание — В Республике Беларусь балласт мазута не определяется.
3.3 градуировка (gauging): Операция, при которой определяется зависимость выходной величины от входной в виде формул и таблиц с установленными показателями точности.
3.4 градуировочная/калибровочная таблица (gauge table): Документ, определяющий зависимость вместимости технического устройства от уровня его наполнения при нормированном значении температуры с установленными показателями точности, оформляемый при поверке, калибровке или выдаваемый изготовителем технического устройства.
Источник
ГОСТ 8.587-2019 будет введен в действие с 30 апреля 2020 года
Для специалистов в области метрологии приказом Росстандарта от 14 ноября 2019 года N 1170-ст утвержден ГОСТ 8.587-2019 «Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти и нефтепродуктов. Методики (методы) измерений». Он будет введен в действие на территории РФ с 30 апреля 2020 года.
Новый документ по стандартизации устанавливает методики измерений массы нефти и нефтепродуктов, которые могут быть основаны следующих методах изменений:
- косвенном методе динамических измерений;
- прямом методе динамических измерений;
- косвенном методе статических измерений;
- прямом методе статических измерений;
- косвенном методе, основанном на гидростатическом принципе.
При этом стандарт распространяется на:
- проектируемые, вновь строящиеся и реконструируемые измерительные системы (к ним также относятся системы измерений количества и показателей качества нефти и нефтепродуктов);
- проектируемые, вновь строящиеся и реконструируемые вертикальные и горизонтальные резервуары;
- вновь изготавливаемые резервуары (танки) речных и морских наливных судов, железнодорожные цистерны, автоцистерны, прицепы-цистерны, полуприцепы-цистерны.
Кроме того, представленный стандарт может быть применен и при разработке методик измерений массы нефти и нефтепродуктов для индивидуальных условий применения.
Также отметим, что на базе СНТА регулярно проходят различные семинары по направлению «Метрология». К примеру, 2 апреля 2020 года стартует двухдневный семинар по внедрению новой версии стандарта ГОСТ ISO/IEC 17025-2019 «Общие требования к компетентности испытательных лабораторий».
Появилось свободное время?
Тогда используй его с умом! Получи образование, пока все бегают за гречкой!
Источник
Определение массы нефти и нефтепродуктов
Методы определения массы нефти и нефтепродуктов. Расчетная формула
Нефть – это полезное ископаемое, представляющее собой маслянистую жидкость, в состав которой входя различные смеси углеводородов.
Нефтегазовые предприятия, которые занимаются переработкой, добычей, хранением и транспортировкой нефти и нефтепродуктов, постоянно контролируют их объем и массу. Обычно масса продукта определяется по весу (тонны, килограммы). Параметры сырья определяются по:
- Уровню налива
- Плотности
- Объему
Благодаря полученным значениям массу нефти можно определить по формуле:
где, $с$ – плотность сырья; $V$ – объем, занимаемый этим сырьем.
Кроме расчетной формулы массу нефтепродуктов и нефти определяются различными методами, требования к проведению которых отражены в соответствующих нормативных документах. Согласно этих документам такие методы могут быть:
Готовые работы на аналогичную тему
- Прямыми— подразделяются на динамические и статические.
- Косвенными – подразделяются на объемно-массовые (которые также делятся на статические и динамические) и гидростатические.
Прямые методы определения массы нефти и нефтепродуктов
Прямой метод измерения – это метод, при котором искомую величину определяют по показателям измерительных приборов и инструментов.
Прямые методы подразумевают использование дорогих и сложных измерительных приборов и инструментов, поэтому в основном его используют крупные нефтегазовые предприятия, для которых добыча, переработка, хранение и транспортировка нефти является основной сферой экономической деятельности.
Прямой динамический метод основан на применении показаний расходомеров, различного исполнения, а статический прямой метод основан на использовании весов для взвешивания.
В настоящее время наиболее популярным прямым методом измерения массы нефти является метод измерения с помощью электронных часов. Данное измерение проводится во время налива нефти в автомобильные или железнодорожные цистерны.
Прямой динамический метод измерения нефти производится с помощью различных расходометров в процессе слива или налива нефтепродуктов в настоящий момент времени. Точность такого способа достаточно велика, по сравнению с статическим методом определения массы. Но в настоящее время он применяется очень редко, из-за своей «новизны».
Относительно новым прямым методом определения массы нефтепродуктов является метод определения с помощью радиочастотных датчиков. Радиочастотные датчики устанавливаются на вертикальный (в данном случае) резервуар с нефтепродуктами (как на рисунке)
Рисунок 1. Радиочастотные датчики. Автор24 — интернет-биржа студенческих работ
Если не прибегать к данным, получаемым с помощью радиочастотных датчиков, то массу нефтепродуктов можно вычислить по следующей формуле:
$М = S • [h • p_ж + (L – h) • p_г] ,$
где, $S$ – площадь сечения резервуара; $h$ – уровень жидкости; $L$ – высота резервуара; $p_ж$ и $p_г$ – плотности жидкости и газа.
При заполнении чувствительной части датчика среды происходит приращение емкости относительно электрической емкости при пустом резервуаре, которую можно выразить следующей формулой:
$C = G • [h • e_ж + (L – h) • e_г]$
где $G$ – погонная электрическая емкость датчика; $e_ж$ и $e_г$ – приращение диэлектрической проницаемости в жидкой и газовой среде.
Данные формулы идентичные математически, только с применением разных переменных (плотности и диэлектрической проницаемости), следовательно, приращение емкости чувствительного элемента датчика пропорционально массе контролируемого полезного ископаемого.
Данный метод исключает необходимость в измерении плотности нефти и нефтепродуктов, но при этом стоит учитывать погрешности, которые связаны с изменением их температуры и состава. При применении радиочастотных датчиков погрешность составляет примерно 0,7%.
Косвенные методы определения массы нефти и нефтепродуктов
Косвенные метод измерения – это способы измерения какой-либо величины на основе результатов измерения других, более доступных величин.
Обычно косвенные методы применяются на малых и средних нефтегазовых предприятиях. Косвенный динамический метод предусматривает использование счетчиков объема, а статический замера уровня налива в емкость. Данный метод применяют при сливе нефти в цистерны, а также при поступлении ее по трубопроводу. Обычно, для того чтобы рассчитать таким образом массу нефти и нефтепродуктов необходимо выполнить множество замеров, таких, как: определение плотности сырья, измерение недоливов или переливов, измерение температуры и т.п.
То есть при применении такого способа, сразу получить значение массы невозможно, поэтому для ее расчета необходимо знать несколько других значений, которые замеряются соответствующими приборами.
Так как такой метод требует большого количества данных и расчетов, то на предприятиях применяются специальные автоматизированные системы. Сотрудник вводит показания приборов (плотность, температура, объем и т.п.) в программу, а она уже автоматически рассчитывает массу объекта.
Источник