4. Способы определения массы при учетных операциях

4.1. Метод определения массы

Общие положения.

Определение массы нефти, нефтепродуктов определяется в настоящее время несколькими ГОСТ:

ГОСТ 26976-86, Нефть и нефтепродукты. Методы измерения массы

ГОСТ Р8.595-2002, Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам измерений

ГОСТ 3900-85, Нефть и нефтепродукты. Методы измерения плотности

Рекомендация МИ 2153-2001 (взамен МИ 2153-91), Плотность нефти. Требования к методике выполнения измерений ареометром при учетных операциях.

Согласно ГОСТ Р8.595-2002, ГОСТ 26976-86 для измерения массы продукта в трубопроводах, цистернах, резервуарах применяют:

- прямой метод динамических измерений;

- косвенный метод динамических измерений;

- прямой метод статических измерений;

- косвенный метод статических измерений;

- косвенный метод статических измерений, основанный на гидростатичес-ком давлении.

Первый способ – измерение массы на потоке с помощью массометров.

Второй способ – массу определяют на потоке по измерениям объёмного расхода и плотности при одинаковых условиях (температура, давление) по формуле 4.1:

m = ρV, (4.1)

где

m – масса продукта, кг/час;

ρ – плотность продукта, кг/м³;

V – объём продукта, м³/час.

Разрешается плотность и объём приводить к стандартным условиям (t = 15°C, Р_изб = 0).

Третий способ – прямое взвешивание авто- и железнодорожных цистерн.

Четвертый способ – массу продукта определяют по результатам измерений: плотности, уровня продукта в емкости, температуры продукта, объёма продукта по градуировочной таблице.

Плотность и уровень замеряют при одинаковых давлении и температуре. разрешается перевод ρ и V к стандартным условиям и тогда

m = ρ_фV_ф

или

m = ρ_ст.усл.V_ст.усл.

Пятый способ – масса в ёмкостях определяется измерением гидростатического давления столба жидкости в ёмкости, что основано на следующих отношениях:

,

где

Р_Т.С. – замеренное манометром давление, Па;

F- сила тяжести продукта над местом установки датчика давления или манометра, Н;

m – масса, кг;

S – площадь сечения резервуара в месте установки датчика, м²;

g – 9,81 м/сек².

Доверительные относительные погрешности измерений массы данными способами при доверительной вероятности 0,95 не должны превышать:

0,1 % - при прямом методе статических измерений;

0,25 % - при прямом и косвенном методах динамических измерений;

0,4 % - при косвенном методе статических измерений и косвенном методе, основанном на гидростатическом принципе.

Согласно ГОСТ 26976-86 для прямого и для косвенного методов измерений при массе нетто нефти и нефтепродуктов от 100 т и выше погрешность не должна превышать ±0,5 % и ±0,8 % при измерении массы до 100 т.

Таким образом, более поздний ГОСТ Р8.595-2002 ужесточает требования к замеру массы, однако роль человеческого фактора при замере слишком велика, свойства нефтепродуктов дают определенные отклонения от теоретических зависимостей, поэтому разброс данных при определении массы превышает установленную ГОСТ Р8.595-2002 погрешность – 0,4 %.

В результате Госстандарт постановлением № 157ст от 09.03.2004 вводит изменения в ГОСТ Р8.595-2002 с 01.08.2004, которые изложены в следующей редакции:

0,4 % - при прямом методе измерений взвешиванием расцепленных цистерн;

0,5 % - то же для составов и нерасцепленных цистерн в движении;

0,5 % - при косвенном методе статических измерений и при использовании гидростатического принципа для массы от 100 т и выше;

0,65 % - то же для массы до 100 т;

0,25 % - при прямом и косвенном методах динамических измерений;

Оба эти ГОСТ утверждают методы оценки погрешности при измерении массы различными способами.

Нас будет интересовать измерение массы косвенным методом статических измерений, т.е. замер массы в резервуарах, так как несмотря на установку на многих предприятиях поточных приборов количественного учета, учет более чем на 90 % осуществляется по резервуарам и ёмкостям.

При приёмо-сдаточных операциях масса определяется как разность масс до и после учетной операции. Модель объёмно-массового статистического метода и модель погрешности метода для этого случая представлена ГОСТ 26976-86.

Согласно данного ГОСТ модель объёмно-массового (косвенный статический метод измерения) статического метода выражается уравнением 4.2:

, (4.2)

где

m - масса, полученная в результате товарной операции, кг;

m_i - масса, полученная до начала товарной операции, кг;

m_i+1 - масса после товарной операции, кг;

V_i, V_i+1 - объёмы продукта в начале и конце товарной операции, соответственно, м³;

ρ_i, ρ_i+1 - плотность продукта в резервуаре до и после товарной операции, соответственно, кг/м³;

α - коэфф. линейного расширения материала стенок резервуара, гр^-1;

β - коэфф. объёмного расширения продукта, гр^-1;

δ_{t ст} = (t_v –t_гр) – разность температур стенки при определении объёма в товарной операции и при градуировке резервуара, °С;

δ_{t ст} = (t_ρ –t_v) – разность температур при измерении плотности и объёма, °С.

Модель погрешности метода выражается формулой 4.3:

, %, (4.3)

где

Δρ - относительная погрешность измерения плотности;

Н_{i, i+1} - уровень продукта в емкости до и после товарной операции, м;

ΔН - абсолютная погрешность измерения уровня, м;

ΔК - относительная погрешность калибровки резервуара;

ΔМ - относительная погрешность блока обработки информации, %;

Относительная погрешность измерения плотности:

,

где

Δρ_{ареометра} – абсолютная погрешность ареометра, кг/м³;

Δρ_min – минимальная плотность продукта в товарной операции, кг/м³.

Абсолютная погрешность Δδ_t измерения разности температур продукта при измерении плотности Δt_ρ и объёма Δt_v:

.

Следует заметить, что ГОСТ 26976-86 показывает для определения массы также модели объёмно-массового динамического метода и его погрешности, то же для гидростатического метода, для измерения массы нетто нефти.

ГОСТ Р8.595-2002 дополнительно позволяет определять массу в косвенных методах через плотность и объём, приведенные к стандартным условиям (15 °С, Р_изб = 0). Поэтому данный ГОСТ утверждает несколько иные модели определения их погрешностей.

Например, для уравнения рассмотренного выше случая погрешность определяется по формуле 4.4:

, (4.4)

где

;

;

A_i+1, B_i+1 – то же с обозначениями (i+1);

ΔК_i – относительная погрешность калибровки, %;

ΔН_i – относительная погрешность измерения уровня, %;

К_{ф i} – коэффициент, учитывающий геометрическую форму меры вместимости при взливе Н_i;

Δρ_i – относительная погрешность измерения плотности, %;

ΔT_ρ, ΔT_V – отн. погрешность измерения температуры при замере ρ и V, %;

G_i – коэффициент, определяемый по формуле

,

T_Vi, T_ρi – температуры продукта при замере объёма и плотности.

Если при оценке погрешности какого-либо метода определение массы по данным зависимостям получается погрешность менее, например, ± 0,5 % для объёмно-массового метода, то используемые приборы, калибровки резервуаров отвечают действующим на данный период времени требованиям точности измерений.