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

24.11.2009 г.

РЕКОМЕНДАЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

МАССА И ОБЪЕМ НЕФТЕПРОДУКТОВ

Методика измерений в горизонтальных резервуарах

МИ 3242-2009

Казань

2009

ПРЕДИСЛОВИЕ

СОДЕРЖАНИЕ

РЕКОМЕНДАЦИЯ

1 ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

Настоящая Рекомендация распространяется на массу и объем нефтепродуктов и устанавливает методику измерений в резервуарах горизонтальных стальных.

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:

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 в мере вместимости, мере полной вместимости при измерении уровня.

3.10 условия измерений объема (при косвенном методе статических измерений): условия, соответствующие температуре нефтепродукта в мере вместимости при измерении уровня 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;

- РГС - резервуар горизонтальный стальной;

- СИ - средство измерений;

- СОИ - система 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.

5.2 Массу нефтепродукта в РГС вычисляют как произведение объема и плотности нефтепродукта, приведенных или к стандартным условиям, или к условиям измерений объема.

5.3 Объем нефтепродукта определяют, используя результат измерений уровня нефтепродукта в РГС, по градуировочной таблице, составленной по ГОСТ 8.346.

5.4 Объём, плотность и температуру нефтепродукта определяют по результатам измерений с использованием СИ, согласно требованиям раздела 7 настоящей Рекомендации.

5.5 Массу нефтепродукта, отпущенного из резервуара или принятого в резервуар, вычисляют как разность результатов измерений массы нефтепродукта в резервуаре, полученных до и после отпуска (приема) нефтепродукта.

5.6 Измерения должны проводиться в соответствии с требованиями настоящей Рекомендации.

5.7 Алгоритмы 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 ОАО «НК «Роснефть» и аттестовано ФГУП «ВНИИМС».

5.8 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 Б настоящей Рекомендации. При этом следует руководствоваться следующими требованиями:

5.8.1 Результаты измерения плотности и объема нефтепродукта приводят к стандартным условиям или результат измерений плотности приводят к условиям температуры измерения его объема.

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

____________

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

5.8.3 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 ИЗМЕРЕНИИ

6.1 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и объема нефтепродукта в резервуаре не должны превышать значений, приведенных в таблице 1.

Таблица 1

6.2 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефтепродукта, отпущенного из резервуара или принятого в резервуар, не должны превышать значений, приведенных в таблице 2.

Таблица 2

7 СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИИ И ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА

7.1 При выполнении измерений массы и объема нефтепродукта применяют следующие меры вместимости, СИ и технические средства:

- резервуары горизонтальные стальные цилиндрические (далее РГС) по ГОСТ 17032 с относительной погрешностью определения вместимости по ГОСТ 8.346.

7.2 СИ и технические средства, не образующие измерительные системы:

7.2.1 Неавтоматизированные СИ:

- метрошток с пределами допускаемой абсолютной погрешности ±1 мм по ГОСТ 8.247 или рулетка измерительная с грузом (лотом) 2-го класса точности по ГОСТ 7502;

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

- СИ и технические средства, используемые для определения плотности нефтепродукта по ГОСТ 3900 или по ГОСТ Р 51069. Требования к ним изложены в 7.6.

7.2.2 Автоматизированные СИ:

- переносной электронный измеритель уровня (электронная рулетка) с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±3 мм;

- переносной погружной электронный термометр с разрешающей способностью 0,1 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±0,5 °С;

- переносной погружной измеритель плотности нефтепродуктов с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±0,5 кг/м³,

- комбинированные СИ, обеспечивающие выполнение функций, указанных в 7.2.2, в любых комбинациях, предусмотренных конструкцией данных СИ.

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

7.3 Водочувствительная лента или паста.

7.4 Переносной пробоотборник по ГОСТ 2517.

7.5 Измерительные системы в составе:

- канала (каналов) измерения уровня с использованием уровнемеров с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±3 мм;

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

- канала (каналов) измерения плотности нефтепродукта в РГС;

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

7.6 СИ и технические средства в ИЛ (ИЦ):

7.6.1 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 типа ТЛ-4 № 4 по техническим условиям ТУ 25-2021.003 [15] или термометры стеклянные для испытаний нефтепродуктов 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.

7.6.2 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 [15] или термометры стеклянные для испытаний нефтепродуктов 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.

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

7.8 СИ и ИС, участвующие в измерении массы нефтепродуктов, 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.

7.9 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. Метроштоки поверяются в соответствии с ГОСТ 8.247.

7.10 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].

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

7.12 Поверку резервуаров проводят не реже одного раза в пять лет.

7.13 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 ИЗМЕРЕНИИ

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.

8.3 Измерение уровня нефтепродукта и подтоварной воды проводят измерительной рулеткой с лотом или метроштоком только через измерительный люк. Во время опускания рулетки, метроштока внутрь резервуара операторы находятся с наветренной стороны люка и не должны наклоняться над измерительным люком. Лента измерительной рулетки должна плавно и непрерывно скользить по направляющему пазу планки измерительного люка. Метрошток опускают (поднимают) строго вертикально.

8.4 Для обеспечения указанных в 6.2 настоящей Рекомендации пределов допускаемой относительной погрешности измерений массы принятого и отпущенного нефтепродукта значения уровней нефтепродукта в резервуаре до и после приема, до и после отпуска должны соответствовать допустимым значениям, приведенным в таблицах A.1, А.2 приложения А.

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.

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

- в области охраны труда и промышленной безопасности - ПБ 09-560 [1], ПОТР 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.

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

9.3 Площадка, на которой установлены резервуары, должна содержаться в чистоте, без следов нефтепродукта, и быть оборудована первичными средствами пожаротушения. Не допускается выбросов и выделений нефтепродуктов в окружающую среду.

9.4 Для освещения применяют светильники во взрывозащищенном исполнении. Переносные светильники включают и выключают за земляным валом или ограждением резервуарного парка. Защита от статического электричества должна соответствовать требованиям правил [16].

9.5 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 РГС.

9.6 Электрооборудование (СИ, ПС и вспомогательные устройства), применяемое при выполнении измерений, должно быть изготовлено во взрывозащищенном исполнении, соответствующем 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 ИЗМЕРЕНИИ

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

При подготовке к выполнению измерений выполняют следующее:

10.1.1 Проверяют включенное состояние оборудования и наличие напряжения питания.

10.1.2 Проверяют исправность пробоотборника и его комплектность. При наличии загрязнения переносной пробоотборник протирают бензином и просушивают.

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

10.1.4 При приеме нефтепродукта в резервуар измерения выполняют после 2-х часового отстоя нефтепродукта по завершении приема. При несоблюдении сроков отстоя в установленных на предприятии формах по учету движения нефтепродуктов делается отметка о фактическом времени отстоя.

11 ВЫПОЛНЕНИЕ ИЗМЕРЕНИИ И ВЫЧИСЛЕНИИ

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 массы нефтепродукта неавтоматизированными средствами измерений.

11.1.1 Определение объема нефтепродукта в резервуаре.

Объем нефтепродукта в резервуаре определяют по градуировочной таблице резервуара с использованием результата измерения уровня нефтепродукта и уровня подтоварной воды.

11.1.1.1 Измерение уровня нефтепродукта.

Проверяют базовую высоту (высотный трафарет) резервуара, как расстояние по вертикали между днищем резервуара в точке касания лота рулетки и риски планки измерительного люка. Полученный результат сравнивают с величиной базовой высоты, указанной в градуировочной таблице резервуара или в последнем акте ее ежегодного измерения и нанесенной на трафарете.

Если измеренное значение базовой высоты отличается от значения, нанесенного на трафарете, более чем на 0,1 %, выявляют причину изменения базовой высоты и устраняют ее. На период, необходимый для выяснения и устранения причин изменения базовой высоты, измерения уровня нефтепродукта проводят по высоте пустоты резервуара.

Примечание - Измерение уровня нефтепродукта в резервуаре по высоте пустоты резервуара проводят также в случае, если в резервуаре образовался лед.

Измерения уровня нефтепродукта по высоте пустоты резервуара проводят в следующей последовательности:

- опускают рулетку с лотом ниже уровня нефтепродукта. Первый отсчет (верхний) по рулетке проводят на уровне риски планки измерительного люка. Затем рулетку с лотом поднимают строго вверх без смещения в стороны и проводят второй отсчет (нижний) по линии смачивания с точностью до 1 мм;

- определяют высоту пустоты как разность верхнего и нижнего отсчетов;

- определяют уровень нефтепродукта в резервуаре как разность величины базовой высоты (высотного трафарета) данного резервуара и полученного значения высоты пустоты резервуара.

Если измеренное значение базовой высоты совпадает со значением, нанесенным на трафарете, или отличается от него менее чем на 0,1 %, измерения уровня нефтепродукта в резервуаре проводят в следующей последовательности:

- опускают ленту рулетки с лотом медленно до касания лотом днища или опорной плиты, не допуская отклонения лота от вертикального положения, не задевая за внутреннее оборудование резервуара, не допуская волн на поверхности нефтепродукта и ударов о днище резервуара. Лента рулетки должна находиться все время в натянутом состоянии, а место касания лота о днище резервуара горизонтальное и жесткое;

- поднимают ленту рулетки строго вертикально, не допуская смещения в сторону, чтобы избежать искажения линии смачивания;

- показания рулетки отсчитывают с точностью до 1 мм сразу после появления смоченной части над измерительным люком.

Измерения уровня нефтепродукта в резервуаре (высоты пустоты) проводят дважды. Если результаты измерений отличаются не более чем на 1 мм, то в качестве результата измерений уровня принимают большее значение. Если полученное расхождение измерений более 1 мм, измерения повторяют ещё дважды и берут среднее по трём наиболее близким измерениям с округлением до 1 мм.

Ленту рулетки до и после измерений протирают мягкой тряпкой насухо.

Примечание - Измерения уровня нефтепродукта и уровня подтоварной воды проводят измерительной рулеткой с лотом только через измерительный люк. Во время опускания рулетки внутрь резервуара операторы находятся с наветренной стороны люка и не должны наклоняться над измерительным люком. Лента измерительной рулетки должна плавно и непрерывно скользить по направляющему пазу планки измерительного люка.

11.1.1.2 Измерение уровня подтоварной воды.

Уровень подтоварной воды измеряют с помощью метроштока или рулетки с лотом с применением водочувствительной ленты или пасты.

- водочувствительную ленту в натянутом виде прикрепляют к нижнему концу метроштока или лоту рулетки с двух противоположных сторон;

- водочувствительная паста тонким слоем наносится на поверхность нижнего конца метроштока или лота рулетки с двух противоположных сторон;

- для резкого выделения грани между слоями воды и нефтепродукта метрошток или рулетку выдерживают неподвижно в резервуаре в течение времени, рекомендуемого инструкцией по применению водочувствительной ленты или пасты. Отсчет уровня подтоварной воды проводят с точностью до 1 мм;

- если межслойный уровень на ленте или пасте обозначается нечетко, косой линией или на неодинаковой высоте с обеих сторон, то измерение следует повторить, нанеся новый слой пасты или прикрепив новую ленту;

- наличие размытой границы раздела «вода-нефтепродукт» свидетельствует о наличии водоэмульсионного слоя. В этом случае необходимо повторить измерение после отстоя и расслоения эмульсии.

11.1.1.3 Определение объема нефтепродукта при температуре его измерения.

По измеренному уровню нефтепродукта (см. 11.1.1.1) по градуировочной таблице резервуара определяют общий объем нефтепродукта и подтоварной воды в резервуаре. По измеренному уровню подтоварной воды (см. 11.1.1.2) по градуировочной таблице определяют объем подтоварной воды в резервуаре.

Объем нефтепродукта при температуре его измерения в резервуаре (V), м³, вычисляют по формуле:

где V_н - объем нефтепродукта в резервуаре, м³. Вычисляют по формуле:

V_o - общий объем нефтепродукта и подтоварной воды в резервуаре м³;

V_в - объем подтоварной воды, м³;

α_ст - температурный коэффициент линейного расширения материала стенки резервуара, значение которого принимают равным 12,5∙10^-6, 1/°С;

α_s - температурный коэффициент линейного расширения материала рулетки, значение которого принимают равным 12,5∙10^-6 для нержавеющей стали и 23∙10^-6 для алюминия, 1/°С;

t_v - температура измерения объема, °С.

11.1.2 Измерение температуры нефтепродукта в РГС для определения массы.

11.1.2.1 Отбор проб нефтепродукта из РГС проводят в соответствии с ГОСТ 2517.

11.1.2.2 Температуру нефтепродукта измеряют стеклянным ртутным термометром в каждой точечной пробе. Термометр выдерживают в пробе в течение 1 - 3 минут после ее извлечения до принятия столбиком ртути постоянного положения. Отсчет температуры проводят, не вынимая термометр из нефтепродукта.

11.1.2.3 Среднюю температуру нефтепродукта в резервуаре (t_v) вычисляют по формулам:

При диаметре резервуара более 2500 мм:

где t_н - температура нефтепродукта, измеренная на нижнем уровне - на 250 мм выше днища резервуара (при измерении стеклянным термометром - температура нефтепродукта в точечной пробе, отобранной по ГОСТ 2517 с нижнего уровня), °С;

t_ср - температура нефтепродукта, измеренная на среднем уровне - с середины высоты столба нефтепродукта (при измерении стеклянным термометром - температура нефтепродукта в точечной пробе, отобранной по ГОСТ 2517 со среднего уровня), °С;

t_в - температура нефтепродукта, измеренная на верхнем уровне - на 250 мм ниже поверхности нефтепродукта (при измерении стеклянным термометром - температура нефтепродукта в точечной пробе, отобранной по ГОСТ 2517 с верхнего уровня), °С.

При диаметре резервуара менее 2500 мм независимо от степени заполнения, а также для резервуара диаметром более 2500 мм, заполненного до высоты, равной половине диаметра, и менее:

При высоте уровня нефтепродукта менее 500 мм за температуру принимают температуру нефтепродукта, измеренную на нижнем уровне:

11.1.3 Определение плотности нефтепродукта в резервуаре.

11.1.3.1 Отбор проб нефтепродукта из РГС при измерении плотности проводят в соответствии с ГОСТ 2517.

Плотность нефтепродукта измеряют ареометром в объединенной или точечной пробах, согласно ГОСТ 2517. Измерение 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. По результатам измерений фиксируют, в том числе, значение температуры, при которой проведено измерение плотности.

11.1.4 Вычисление массы нефтепродукта в резервуаре.

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

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

ρ₂₀ - плотность нефтепродукта, приведенная к 20 °С, кг/м³.

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

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

ρ₁₅ - плотность нефтепродукта, приведенная к 15 °С, кг/м³.

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

где V - объем нефтепродукта, при температуре его измерений, м³, рассчитанный по формуле (1);

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

Примечания:

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

2. При проведении измерений плотности ареометром вместо значения плотности (ρ_tv) в формуле (8) используется значение плотности (ρ*), определяемое по формуле Б.1.

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

11.2 Измерение массы нефтепродукта автоматизированными средствами измерений, не образующими измерительные системы.

11.2.1 Определение объема нефтепродукта в резервуаре.

Объем нефтепродукта в резервуаре определяют по градуировочной таблице резервуара с использованием результата измерения уровня нефтепродукта и уровня подтоварной воды.

Измерения уровня проводят с использованием переносного электронного измерителя уровня (электронной рулетки) в соответствии с инструкцией по эксплуатации прибора по высоте пустоты резервуара с учетом требований 11.1.1.1.

Объем нефтепродукта при температуре измерения объема определяют по формуле (1) настоящей Рекомендации.

11.2.2 Измерение температуры нефтепродукта в резервуаре.

Температуру нефтепродукта измеряют переносным погружным электронным термометром непосредственно через каждые 50 см, начиная от верхней границы нефтепродукта.

Среднюю температуру нефтепродукта в резервуаре (t_v) вычисляют по формуле:

где t₁, t_n - температура нефтепродукта, измеренная на соответствующих уровнях, °С;

n - число измерений для конкретного взлива.

Измерение температуры проводят в соответствии с инструкцией по эксплуатации термометра.

11.2.3 Определение плотности нефтепродукта в резервуаре.

Плотность нефтепродукта измеряют переносным погружным электронным плотномером непосредственно в РГС через каждые 50 см, начиная от верхней границы нефтепродукта.

Плотность нефтепродукта в резервуаре (ρ_v) вычисляют по формуле:

где ρ₁, ρ_n - плотность нефтепродукта, измеренная на соответствующих уровнях, кг/м³;

n - число измерений для конкретного взлива.

Измерение плотности проводят в соответствии с инструкцией по эксплуатации плотномера.

11.2.4 Вычисление массы нефтепродукта в резервуаре.

Массу нефтепродукта в резервуаре вычисляют согласно 11.1.4.

11.3 Измерение массы нефтепродукта измерительными системами.

11.3.1 Определение объема нефтепродукта в резервуаре.

11.3.1.1 Объем нефтепродукта в резервуаре определяют с использованием градуировочной таблицы резервуара по результатам измерений уровня нефтепродукта и уровня подтоварной воды с помощью канала измерения уровня в составе измерительной системы.

11.3.1.2 При отсутствии канала измерения уровня в составе ИС, уровень нефтепродукта и подтоварной воды измеряют в соответствии с 11.1.1.1 или 11.2.1.

11.3.1.3 Объем нефтепродукта при температуре измерения объема определяют по формуле (1) настоящей Рекомендации.

11.3.2 Измерение температуры нефтепродукта в резервуаре.

11.3.3 Температуру нефтепродукта в резервуаре измеряют каналом (каналами) измерения температуры с использованием термопреобразователей, установленных в трубопроводе.

11.3.3.1 При отсутствии канала измерения температуры в составе ИС, температуру нефтепродукта измеряют в соответствии с 11.1.2 или 11.2.2.

11.3.4 Определение плотности нефтепродукта в резервуаре.

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

При отсутствии канала измерения плотности в резервуаре плотность нефтепродукта измеряют в соответствии с 11.1.3 для ручных СИ или 11.2.3 для автоматизированных СИ.

11.3.5 Вычисление массы нефтепродукта в резервуаре.

Массу нефтепродукта в резервуаре вычисляют согласно 11.1.4.

12 ОПРЕДЕЛЕНИЕ МАССЫ НЕФТЕПРОДУКТА, ОТПУЩЕННОГО ИЗ РЕЗЕРВУАРА ИЛИ ПРИНЯТОГО В РЕЗЕРВУАР

12.1 При проведении отпуска/приема нефтепродукта массу отпущенного (принятого) нефтепродукта вычисляют как разность результатов измерений массы нефтепродукта в резервуаре, полученных до и после отпуска (приема) нефтепродукта, по формуле:

где М - масса нефтепродукта, отпущенного из резервуара или принятого в резервуар, кг;

m₁, m₂ - массы нефтепродукта в резервуаре до/после отпуска нефтепродукта из резервуара или до (после) приема нефтепродукта из резервуара, соответственно, кг.

12.2 Вычисление массы нефтепродукта в резервуаре до/после отпуска нефтепродукта из резервуара или до/после приема нефтепродукта из резервуара (m₁, m₂) осуществляется:

- согласно 11.1 при использовании неавтоматизированных СИ;

- согласно 11.2 при использовании автоматизированных СИ, не образующих ИС;

- согласно 11.3 при использовании ИС.

13 ОЦЕНИВАНИЕ ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЙ

13.1 Пределы относительной погрешности измерений массы нефтепродукта (δm) в РГС, %, вычисляются по формуле:

где δK - относительная погрешность составления градуировочной таблицы РГС, %;

K_ф - коэффициент, учитывающий геометрическую форму РГС, вычисляется по формуле:

ΔV - объем нефтепродукта, приходящийся на 1 мм высоты наполнения РГС на измеряемом уровне наполнения по градуировочной таблице, м³/мм;

V₀ - объем нефтепродукта в резервуаре на измеряемом уровне (Н), м³;

δH - относительная погрешность измерений уровня нефтепродукта (величина уровня жидкости в РГС за вычетом величины уровня подтоварной воды), %:

H - уровень нефтепродукта (величина уровня жидкости в РГС за вычетом величины уровня подтоварной воды), мм:

H = Hо - Hв;

(15)

H_о - уровень жидкости в РГС (уровень нефтепродукта + уровень подтоварной воды), мм;

H_в - уровень подтоварной воды, мм;

ΔH^н - абсолютная погрешность измерений уровня жидкости в РГС (уровень нефтепродукта + уровень подтоварной воды), мм;

ΔH^в - абсолютная погрешность измерений уровня подтоварной воды, мм;

G - коэффициент, вычисляемый по формуле:

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

t_v, t_ρ - температура нефтепродукта при измерении объема и при измерении плотности соответственно, °С;

Δt_p, Δt_v - абсолютные погрешности измерений температуры нефтепродукта при измерениях его плотности и объема соответственно, °С;

δρ - относительная погрешность измерений плотности нефтепродукта, %, вычисляют по формуле:

Δρ - абсолютная погрешность определения плотности, кг/м³;

ρ - значение результата измерения плотности нефтепродукта, кг/м³;

δN - предел допускаемой относительной погрешности средства обработки результатов измерений, %.

Примечания:

1 Если для применяемых СИ и каналов НС заданы как абсолютные, так и относительные погрешности, то для вычисления относительной погрешности измерений массы нефтепродукта применяют формулу (12).

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

13.2 Пределы относительной погрешности измерений объема нефтепродукта (δV) в РГС при условиях измерений объема, %, вычисляют по формуле:

13.3 Пределы относительной погрешности измерений объема нефтепродукта, приведенного к стандартным условиям (δV_cy), %, вычисляют по формуле:

13.4 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы отпущенного/принятого нефтепродукта (δМ), %, вычисляют по формуле:

где

 

 

 

где δK - относительная погрешность составления градуировочной таблицы РГС, %;

K_ф1, K_ф2 - коэффициенты, учитывающие геометрическую форму РГС при измеряемых уровнях наполнения резервуара H₁ и H₂,

δH₁, δH₂ - относительные погрешности измерений уровней нефтепродукта в резервуаре (величина уровня жидкости в РГС за вычетом величины уровня подтоварной воды), вычисляют по формулам:

 

ΔH^н - абсолютная погрешность измерений уровня жидкости в РГС (уровень нефтепродукта + уровень подтоварной воды), мм;

ΔH^в - абсолютная погрешность измерений уровня подтоварной воды, мм;

H^н₁ - уровень нефтепродукта (величина уровня жидкости в РГС за вычетом величины уровня подтоварной воды) до отпуска/приёма, мм;

H^н₂ - уровень нефтепродукта (величина уровня жидкости в РГС за вычетом величины уровня подтоварной воды) после отпуска/приёма нефтепродукта из резервуара, мм:

H^o_1,2 - уровень жидкости в РГС (уровень нефтепродукта + уровень подтоварной воды) до отпуска/приёма, после отпуска/приёма соответственно мм;

H^в_1,2 - уровень подтоварной воды до отпуска/приёма, после отпуска/приёма соответственно, мм;

δρ₁, δρ₂ - относительные погрешности измерения плотности нефтепродукта до и после отпуска соответственно, %, вычисляют по формулам:

Δρ - абсолютная погрешность измерений плотности нефтепродукта ареометром, кг/м³;

ρ₁, ρ₂ - результаты измерений плотности нефтепродукта до и после отпуска соответственно, кг/м³;

G₁, G₂ - коэффициенты, вычисляют по формулам:

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

t_V1, t_V2 - температура нефтепродукта при измерении объема до и после отпуска соответственно, °С;

Δt_V1, Δt_V2 - абсолютные погрешности измерения температуры нефтепродукта при измерении ее объема, °С;

t_ρ1, t_ρ2 - температура нефтепродукта при измерении плотности соответственно, °С;

Δt_ρ1, Δt_ρ2 - абсолютные погрешности измерения температуры нефтепродукта при измерении ее плотности, °С;

δN - предел допускаемой относительной погрешности средства обработки результатов измерений, %.

14 ОБРАБОТКА РЕЗУЛЬТАТОВ ИЗМЕРЕНИЙ

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

Значение объема нефтепродукта, м³, округляют до трех знаков после запятой.

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

15 ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ АТТЕСТАЦИИ МЕТОДИКИ ИЗМЕРЕНИЙ

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

15.2 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 результаты экспериментального или расчетного оценивания характеристик погрешности методики измерений (относительных погрешностей измерений массы и объема нефтепродукта).

15.3 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 50.2.013 [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 методику измерений для нескольких мест проведения учетных операций при использовании в них:

- идентичных мер вместимости (РГС);

- СИ одного типа;

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

БИБЛИОГРАФИЯ

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

[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

[7] АСТМ Д 1250-2007 Стандартное руководство по применению таблиц измерения параметров нефти и нефтепродуктов

[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

Соотношение допустимых значений уровней нефтепродукта в РГС при приеме и отпуске, при которых обеспечиваются погрешности измерения массы по ГОСТ Р 8.595

Таблица А.1

Соотношения допустимых значений уровней нефтепродукта при приеме

Таблица А.2

Соотношения допустимых значений уровней нефтепродукта при отпуске

Приложение Б

Расчет плотности с учётом поправки на температурное расширение стекла ареометра

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

где ρ* - плотность с учетом поправки на температурное расширение стекла ареометра;

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

K_а - 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:

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

где t₀ - температура продукта в рабочих условиях, °С.

Приложение В

Примеры расчетов объёма, массы и оценки погрешностей

В.1 Пример 1

Вычисление массы нефтепродукта в РГС, при измерении плотности в лаборатории с приведением к стандартным условиям.

В.1.1 Исходные данные:

Примечание - При использовании ИС с каналом измерений уровня температурный коэффициент линейного расширения материала рулетки с лотом (α_s) принимается равным нулю.

В.1.2 Проведение расчета:

В.1.2.1 Объем нефтепродукта при температуре измерения объема вычисляют по формуле (1):

V = V_н∙[l + (2α_cm + α_s)∙(t_v - 20)] = 62,90∙[l + (2∙12,5∙10^-6 + 12,5∙10^-6)∙(25 - 20)] = 62,912 м³.

В.1.2.2 Определение массы при приведении плотности и объема нефтепродукта к 15 °С:

В.1.2.2.1 Плотность вычисляют по формуле (Б.1) с учётом:

- поправки на температурное расширение стекла ареометра;

- условия, что t₀ = t_ρ:

ρ* = ρ∙K_а = 709∙(1 - 0,000023∙(22 - 15) - 0,00000002∙(22 - 15)∙(22 - 15)) = 708,9 кг/м³.

В.1.2.2.2 Плотность и объем нефтепродукта приводят к 15 °С по таблицам 53В и 54В [7] в следующей последовательности:

В.1.2.2.3 По таблице 53В в строке «плотность при температуре измерения» находят величину 709,0 и на уровне температуры 22 °С отмечают соответствующую ей плотность при 15 °С: ρ₁₅ = 715,4 кг/м³.

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

В.1.2.2.4 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 (K) - 0,9871.

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

В.1.2.3 Объем нефтепродукта, приведенный к 15 °С, вычисляют по формуле:

V₁₅ = V∙K = 62,912∙0,9871 = 62,100 м³.

В.1.2.4 Массу нефтепродукта вычисляют по формуле (7):

m = V₁₅∙ρ₁₅ = 62,100∙715,4 = 44427 кг.

В.1.3 Вычисление пределов относительной погрешности измерений массы и объема нефтепродукта.

В.1.3.1 Пределы относительной погрешности измерений массы нефтепродукта в РГС вычисляют по формуле (12):

H = H₀ - H_в = 2600 - 0 = 2600 мм,

δm = ±0,31 %.

В.1.3.2 Пределы относительной погрешности измерений объема нефтепродукта в РГС при условиях его измерений вычисляют по формуле (18):

В.1.3.3 Пределы относительной погрешности измерений объема нефтепродукта, приведенного к стандартным условиям, вычисляют по формуле (19):

В.2 Пример 2

Вычисление массы нефтепродукта в РГС при измерении плотности в лаборатории с использованием термостата (для приведения результатов измерения к условиям измерения объема).

Б.2.1 Исходные данные:

В.2.2 Проведение расчета:

В.2.2.1 Объем нефтепродукта при температуре измерения объема вычисляют по формуле (1):

V = V_н∙[l + (2α_cm + α_s)∙(t_v - 20)] = 62,90∙[l + (2∙12,5∙10^-6 + 12,5∙10^-6)∙(25 - 20)] = 62,912 м³.

V* = V = 62,912 м³.

В.2.2.2 Плотность вычисляют по формуле (Б.1) с учётом:

- поправки на температурное расширение стекла ареометра;

- условия, что t₀ = t_ρ:

ρ* = ρ∙K_а = 706,5∙(1 - 0,000023∙(25 - 15) - 0,00000002∙(25 - 15)∙(25 - 15)) = 704,9 кг/м³.

В.2.2.3 Массу при приведении плотности к условиям измерения объема вычисляют по формуле:

m = V*∙ρ* = 62,912∙704,9 = 44347 кг.

В.2.2.4 Вычисление пределов относительной погрешности измерений массы и объема нефтепродукта:

В.2.2.4.1 Пределы относительной погрешности измерений массы нефтепродукта в РГС вычисляют по формуле (12):

H = H₀ - H_в = 2600 - 0 = 2600 мм,

В.2.2.4.2 Пределы относительной погрешности измерений объема нефтепродукта в РГС при условиях его измерений вычисляют по формуле (18):

В.2.2.4.3 Пределы относительной погрешности измерений объема нефтепродукта, приведенного к стандартным условиям, вычисляют по формуле (19):

В.3 Пример 3

Вычисление массы нефтепродукта при измерении плотности автоматизированными СИ или измерительным каналом плотности в составе ИС (при температуре измерения объема).

В.3.1 Исходные данные:

Примечание - При использовании ИС с каналом измерений уровня температурный коэффициент линейного расширения материала рулетки с лотом (α_s) принимается равным нулю.

В.3.2 Проведение расчета:

В.3.2.1 Объем нефтепродукта при температуре измерения объема вычисляют по формуле (1):

V = V_н∙[l + (2α_cm + α_s)∙(t_v - 20)] = 62,90∙[l + (2∙12,5∙10^-6 + 0)∙(25 - 20)] = 62,908 м³,

V* = V = 62,908 м³.

В.3.2.2 Плотность вычисляют по формуле (Б.1) с учётом:

- поправки на температурное расширение стекла ареометра;

- условия, что t₀ = t_ρ:

ρ* = ρ∙K_а = 709∙(1 - 0,000023∙(25 - 15) - 0,00000002∙(25 - 15)∙(25 - 15)) = 707,4 кг/м³.

В.3.2.3 Массу при приведении плотности к условиям измерения объема вычисляют по формуле:

m = V*∙ρ* = 62,908∙707,4 = 44501 кг.

В.3.2.4 Вычисление пределов относительной погрешности измерений массы и объема нефтепродукта:

В.3.2.4.1 Пределы относительной погрешности измерений массы нефтепродуктов вычисляют по формуле (12):

H = H₀ - H_в = 2600 - 0 = 2600 мм,

В.3.2.4.2 Пределы относительной погрешности измерений объема нефтепродукта в РГС при условиях его измерений вычисляют по формуле (18):

В.3.2.4.3 Пределы относительной погрешности измерений объема нефтепродукта, приведенного к стандартным условиям, вычисляют по формуле:

.

В.4 Пример 4

Расчет массы нефтепродукта, отпущенного из резервуара, и относительной погрешности измерения массы отпущенного нефтепродукта.

В.4.1 Исходные данные:

Примечание - Для примера приняты допущения, что температура и плотность нефтепродукта до и после отпуска не изменились и подтоварная вода отсутствует.

В.4.2 Проведение расчета:

В.4.2.1 Массу отпущенного нефтепродукта вычисляют по формуле (11):

М = m₁ - m₂ = 50149 - 16276 = 33873 кг.

В.4.2.2 Пределы относительной погрешности измерений массы отпущенного нефтепродукта вычисляют по формуле (20):

=

=

B₂ = B₁ = 0,089,

Приложение Г

(справочное)

Алгоритмы приведения объёма и плотности к стандартным и рабочим условиям

Настоящее приложение содержит алгоритмы, реализованные в ПО³:

- 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

_______________

³ Алгоритмы не предназначены для расчётов вручную.

Г.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;

ρ₀ - 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:

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

В результате расчёта получают значения следующих величин:

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

С_TL - корректирующий фактор на температуру продукта;

С_PL - корректирующий фактор на давление продукта;

F_P - фактор сжимаемости продукта, кПа^-1;

C_TL - корректирующий фактор на температуру и давление продукта.

Ниже приведён алгоритм вычислений.

Г.1.8 Температура продукта приводится к °F:

Проверяют выполнение условий по температуре:

Если условия не выполняются, то расчет завершается.

Г.1.9 Рассчитывается избыточное давление продукта в psig:

Проверяют выполнение условий по давлению:

Если условия не выполняются, то расчет завершается.

Г.1.10 Проверяют выполнение условий по плотности:

где значения максимального и минимального значения плотности:

Если условия не выполняются, то расчет завершается.

Г.1.11 Определяют максимальное и минимальное значение плотности при стандартных условиях (60 °F):

Г.1.12 Определяют первое приближение плотности при стандартных условиях (60 °F):

 

Г.1.13 Пересчитывают температуру продукта из температурной шкалы ITS-90 в температурную шкалу ITS-68:

Значение Δ_t рассчитывают по формуле:

где

Значения коэффициентов a_i:

Г.1.14 Рассчитывают плотность продукта при стандартных условиях (60 °F) соответствующую температурной шкале ITS-68:

где

 

Значение δ₆₀ = 0,0134979547.

Значения K₀, K₁, K₂ определяют по таблице Г.1.

Таблица Г.1

Г.1.15 Рассчитывают коэффициент объемного расширения продукта при 60 °F:

Г.1.16 Рассчитывают корректирующий фактор на температуру продукта:

где

Значение δ₆₀ берут по Г.1.7.

Г.1.17 Рассчитывают коэффициент сжимаемости продукта:

Г.1.18 Рассчитывают корректирующий фактор на избыточное давление продукта:

Г.1.19 Рассчитывают корректирующий фактор на температуру и избыточное давление продукта:

Г.1.20 Рассчитывают :

Проверяют выполнение условия:

Если условие выполняется, то переходят к Г.1.17.

Г.1.21 Рассчитывают поправку к плотности при стандартных условиях:

где

 

 

где

Значения D_a приведены в таблице Г.2.

Таблица Г.2

Г.1.22 Рассчитывают значение

 

 

Г.1.23 Рассчитывают номер итерации:

Проверяют выполнение условия:

Если условие выполняется, то переходят к 1.7.

Если условие не выполняется, то расчет завершается.

Г.1.24 Проверяют выполнение условия:

Если условие не выполняется, то расчет завершается.

Значения максимальной плотности ρ_60max и минимальной плотности ρ_60min приведены в Г.1.4.

Г.1.25 Рассчитывают корректирующий фактор по температуре при приведении плотности продукта от ρ₆₀ к ρ_Т.

Корректирующий фактор по температуре C_TL,60 при приведении плотности продукта от ρ₆₀ к ρ_Т рассчитывают по Г.1.6 - Г.1.9 при t₀ = Т и Р₀ = Р.

Г.1.26 Рассчитывают плотность при стандартных условиях:

Г.1.27 Рассчитывают корректирующий фактор по температуре:

Г.1.28 Рассчитывают корректирующий фактор избыточному давлению:

Г.1.29 Рассчитывают корректирующий фактор по температуре и избыточному давлению:

Г.1.30 Округляют корректирующий фактор по температуре до 0,00001.

Г.1.31 Рассчитывают коэффициент сжимаемости продукта:

Г.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:

ρ_T - 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;

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

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

В результате расчёта получают значения следующих величин:

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

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

С_TPL - 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.

Г.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) C_TL,60.

Расчет проводится по Г.1.1 - Г.1.17.

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

ρ_О = ρ_Т,

t_О = Т,

Р_О = 0.

Г.2.2 Рассчитывают температуру продукта в °F:

Проверяют выполнение условий:

Если условия не выполняются, то расчет завершается.

Г.2.3 Рассчитывают избыточное давление продукта в psig:

Проверяют выполнение условий:

Если условия не выполняются, то расчет завершается.

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

Значение Δ_t рассчитывают по формуле:

где

Значения коэффициентов (а_i) приведены в Г.1.6.

Г.2.5 Рассчитывают плотность продукта при стандартных условиях (60 °F) соответствующую температурной шкале ITS-68:

где

 

Значения δ₆₀ = 0,01374979547.

Значения K₀, K₁, K₂ определяют по таблице Г.1.

Г.2.6 Рассчитывают коэффициент объемного расширения продукта при 60 °F:

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

где

Значение δ₆₀ берут по Г.1.7.

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

Г.2.9 Рассчитывают коэффициент сжимаемости продукта:

Г.2.10 Рассчитывают корректирующий фактор на избыточное давление продукта:

Г.2.11 Рассчитывают коэффициент сжимаемости продукта:

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

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

Г.2.14 Рассчитывают объем при стандартных условиях:

Г.3 Приведение плотности продукта от стандартных условий (температура продукта 15 °С или 20 °С, избыточное давление продукта 0 Па) к рабочим условиям.

Для выполнения вычислений необходимы значения следующих величин:

ρ_T - 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;

t_V - температура продукта в рабочих условиях, °С;

P_V - избыточное давление продукта в рабочих условиях, кПа.

В результате расчёта получают значения следующих величин:

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

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

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

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

Ниже приведён алгоритм вычислений.

Г.3.1 Рассчитывают значения корректирующих коэффициентов по температуре и давлению C_TL, C_PL, С_ТРL.

Значения корректирующих коэффициентов по температуре и давлению C_TL, C_PL, С_ТРL рассчитывают по Г.2.1 - Г.2.13.

Г.3.2 Рассчитывают значения плотности при рабочих условиях:

Г.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 Г.1 настоящего приложения;

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