Цель работы: изучение методов определения плотности нефти, определение плотности нефти при температуре опыта и пересчете результатов на плотность при температуре 20ºС и 15ºС. ГОСТ 3900-85 «Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности», ГОСТ Р 8599-2003 «Плотность и объем нефти. Таблицы коэффициентов пересчета плотности и массы».

I. Теоретическая часть

Плотность – не основной параметр для оценки качества нефтепродуктов и лишь в известной степени характеризует их состав, однако она имеет большое практическое значение при определении качества нефтей и нефтепродуктов по объему при учетно-расчетных операциях. Учет количества в объемных единицах не совсем удобен, так как объем жидкости зависит от температуры, которая может изменяться в широких пределах. Зная объем и плотность, можно при отпуске, приме и учете нефти и нефтепродуктов выражать их количество в массовых единицах.

Плотность входит составной частью в различные константы, характеризующие химический состав и свойства нефтепродуктов. Для некоторых продуктов – топлив для реактивных двигателей, мазутов, газотурбинных топлив, осветительных керосинов, бензинов-растворителей, авиационных и дизельных масел – плотность является нормируемым показателем.

Плотностью называется количество покоящейся массы, заключенной в единице объема.

Единицей плотности в системе СИ является кг/м 3 .

Удельный вес нефти - отношение веса нефти к его объему. Единицей удельного веса в системе СИ является Н/м 3 .

Плотность вещества и его удельный вес часто численно совпадают, однако нельзя забывать, что физический смысл этих величин различен.

В исследовательской практике определяется относительная плотность нефтепродуктов.

Относительной плотностью называется отношение плотности нефти или нефтепродукта при 20°С к плотности дистиллированной воды (эталонного вещества) при 4°С, то есть отношение массы нефти или нефтепродукта при 20°С к массе такого же объема дистиллированной воды при 4°С. Относительную плотность обозначают .

Плотность нефти и нефтепродукта зависит от температуры. С повышением температуры их плотность снижается. Зависимость плотности от температуры основана на линейном законе, выраженном формулой Менделеева:

,

где - относительная плотность при температуре анализа;

Относительная плотность при 20°С;

γ - средняя температурная поправка плотности на 1°С;

t - температура, при которой проводится анализ, °С.

Температурную поправку рассчитывают по формуле:

Значения поправки γ приведены в таблице 1.

Таблица 1

Средние температурные поправки γ плотности на 1°С для нефтей и

нефтепродуктов

Плотность	Поправка γ	Плотность	Поправка γ
0,6900-0,6999	0,000910	0,8500-0,8599	0,000699
0,7000-0,7099	0,000897	0,8600-08699,	0,000686
0,7100-0,7199	0,000884	0,8700-0,8799	0,000673
0,7200-0,7299	0,000870	0,8800-0,8899	0,000660
0,7300-0,7399	0,000857	0,8900-0,8999	0,000647
0,7400-0,7499	0,000844	0,9000-0,9099	0,000633
0,7500-0,7599	0,000831	0,9100-0,9199	0,000620
0,7600-0,7699	0,000818	0,9200-0,9299	0,000607
0,7700-0,7779	0,000805	0,9300-0,9399	0,000594
0,7800-0,7899	0,000792	0,9400-0,9499	0,000581
0,7900-0,7999	0,000778	0,9500-0,9599	0,000567
0,8000-0,8099	0,000765	0,9600-0,9699	0,000554
0,8100-0,8199	0,000752	0,9700-0,9799	0,000541
0,8200-0,8299	0,000738	0,9800-0,9899	0,000528
0,8300-0,8399	0,000725	0,9900-1,0000	0,000515
0,8400-0,8499	0,000712

Плотность ρ t нефтепродуктов в пределах температуры t = 20-250 °С можно определить по формуле Мановяна:

В США и Англии относительную плотность определяют при одинаковой температуре анализируемого вещества и воды, равной 15,5556 °С (60 °F). Относительную плотность при 20 °С в этом случае рассчитывают по формуле:

.

Экспериментально плотность нефти (нефтепродукта) определяют одним из трех стандартных методов: ареометром (нефтеденсиметром), гидростатическими весами Вестфаля-Мора (рис. 1), и пикнометром (рис. 2). Из них наиболее быстрым является ареометрический метод, а наиболее точным – пикнометрический. Преимуществом пикнометрического метода также является использование сравнительно малых количеств анализируемой пробы. Определение относительной плотности нефти и нефтепродуктов производится пикнометрическим методом с использованием пикнометров типа ПЖ-1, ПЖ-2, ПЖ-3 (ГОСТ 22521) по ГОСТ 3900-85. Метод основан на определении отношения массы испытуемого продукта к массе воды, взятой в том же объеме и при той же температуре. Так как за единицу массы принимается масса 1 см 3 воды при температуре 4ºС, то плотность, выраженная в г/см 3 , будет численно равна плотности по отношению к воде при температуре 4ºС ().

Плотность большинства нефтей в среднем колеблется от 0,8 до 0,9 г/см 3 . Высоковязкие смолистые нефти имеют плотность близкую к единице. На величину плотности нефти оказывает существенное влияние наличие растворенных газов, фракционный состав нефти и количество растворенных веществ в ней. Плотности последовательных фракций нефти плавно увеличиваются. Плотность узких фракций нефти зависит также от химического состава. Для углеводородов средних фракций нефти с одинаковым числом углеродных атомов плотность возрастает для представителей разных классов в следующем порядке: нормальные алканы → нормальные алкены → изоалканы → изоалкены → алкилциклопентаны → алкилциклогексаны → алкилбензолы → алкилнафталины.

Для бензиновых фракций плотность заметно увеличивается с увеличением количества бензола и его гомологов. Для некоторых нефтепродуктов плотность является нормируемым показателем качества, она входит также составной частью в различные комбинированные константы и расчетные формулы.

Рис. 1. Весы Вестфаля-Мора:

2. термометр;

Владимир Хомутко

Время на чтение: 7 минут

А А

Как происходит определение массы нефтепродукта?

Важность контрольных измерений массы при учете нефтепродуктов переоценить трудно. Достоверно вести такой учет можно лишь по весу - в килограммах и тоннах, однако точно определить его в большинстве случаев затруднительно, причем как при динамических измерениях (перевалка нефтепродуктов), так и для статических (в цистерне или резервуаре).

Это объясняется тем фактом, что на практике до сих пор определение массы, как правило, выполняется с помощью косвенных методов. Другими словами, измерению подвергается ряд параметров (объем, плотность, уровень налива и так далее), а сама масса высчитывается расчетным путем.

Методика выполнения измерений массовой концентрации нефтепродукта может быть разной, и эта статья посвящена как раз её видам.

Масса нефти и нефтепродуктов. Методы измерения

Общие требования к методам выполнения измерений массы нефти и нефтепродуктов регламентированы ГОСТ-ом Р за номеров 8.595-2004.

Согласно этому нормативу, выделяют два вида способов измерения: прямые и косвенные. Каждый из этих методов делится на динамический и статический.

Прямые методы подразумевают применение сложных и достаточно дорогих измерительных приборов, в связи с чем они используются, как правило, на предприятиях крупного масштаба, для которых нефть и нефтепродукты – основная сфера деятельности (нефтеперегонных заводах и больших нефтебазах). Прямой динамический метод основан на применении показаний расходомеров, а прямой статический подразумевает использование весов для взвешивания.

В настоящее время наиболее популярным является прямой статический способ измерения количества нефтепродуктов, или взвешивание с помощью электронных весов, которое производится во время налива нефтепродуктов в цистерны (автомобильные или железнодорожные).

Динамический прямой способ с использованием массовых расходомеров в процессе слива/налива нефтепродуктов в данный момент широкого применения не находит, поскольку является относительно новой методикой. Однако специалисты считают его весьма перспективным, и уверены в том, что со временем он будет применяться повсеместно.

Косвенные методы измерения, как правило, применяются предприятиях сферы обеспечения нефтепродуктами среднего и малого размера. Их намного больше, чем предприятий крупного масштаба, поэтому такие методики широко распространены. Косвенный динамический способ измерения предусматривает использование счетчиков объема, а косвенный статический – замеров уровня налива в цистернах и резервуарах, с последующим определением массы расчетным путем при помощи таблиц калибровочного или градуировочного типа. Позволяющие по уровню налива рассчитать объем продукта.

Средства автоматизации учета при перемещении нефтепродуктов чаще всего основаны именно на косвенных методах.

Прямые методики измерения

Для автоматизации учета количества нефтепродуктов, так актуального в настоящее время, результаты прямых методов оформляются безо всяких проблем, поскольку в документах, находящихся в электронном виде, которые отражают количественные показатели перевалки нефтепродуктов или фактические количества, находящиеся на хранении, отражается точно измеренная масса, значения которой получены путем взвешивания на весах или взятые с расходомера.

Помимо этих данных, в системе учета легко отражаются такие важные показатели, как вес тары и, соответственно, вес брутто (при использовании весов) или точные значения, взятые со счетчика расходомера, фиксирующие показатели до начала технологической операции и после неё. Такие документы, как правило, оформляются в виде реестра (например, реестр налива железнодорожных цистерн с эстакады), в котором указываются значения массы, полученные путем взвешивания.

Дополнительно в таком реестре, представленном в виде таблицы, можно указывать и плотность продукта, которая обязательно должна присутствовать в некоторых видах стандартных документов, таких, например, как железнодорожные или товарно-транспортные накладные. Стоит сказать, что практически при использовании прямых способов измерения массы, замеры плотности обычно не проводят, Это значение берется с прилагаемого паспорта качества нефтепродукта.

Точность прямых методик измерения зависит от погрешности, которая характерна для каждого вида измерительного оборудования. Значение этой погрешности, как правило, указывается в паспорте прибора. Однако, точность прямых измерительных способов (другими словами – максимально допустимая погрешность измерений) также нормируется.

Согласно этим нормативам, предельные значения погрешности (в зависимости от метода измерения) выглядят следующим образом:

• при прямом методе статических измерений с применением весов, на которых взвешиваются расцепленные ж/ж цистерны – ± 0,40 процента;
• при прямом статическом взвешивании не расцепленных движущихся ж/д цистерн или целых составов ± 0,50 процента;
• при использовании прямого метода динамических измерений (слив/налив) ± 0,25 процента.

Как можно заметить, предельные значения погрешностей статических измерений больше, чем при использовании динамических. Это обусловлено тем, что статические измерения подразумевают проведение двух взвешиваний.

Информация о величине погрешности применяемого метода определения необходима в тех случаях, когда в процессе приемки нефтепродуктов выявляются расхождения полученного веса с тем, который указан в накладной, выписанной поставщиком. Учет таких расхождений проводится после вычета абсолютной погрешности, допустимого для применяемого в процессе приемки способа измерений.

Как было сказано выше, такие измерительные методики распространены более широко. Ими пользуются большинство нефтеобеспечивающих предприятий.

К косвенным способам измерения массы нефтепродуктов относятся:

• Приемка:

1. если слив нефтепродуктов выполняется из железнодорожных цистерн, то применяется методика определения массы с помощью калибровочных таблиц, составленных на каждый тип цистерны;
2. если слив нефтепродуктов выполняется из автомобильных цистерн, то используют методику определения массы с помощью паспортов, выписываемых на каждую секцию принимаемой цистерны; в таких паспортах содержится информация о полном объеме, диаметре горловины, а также об уровне перелива/недолива в горловине;
3. если нефтепродукты поступают по трубопроводу, то методика определения массы заключается в либо в использовании количественных показаний счетчиков расходомеров (объем), либо путем проведения замеров в приемных резервуарах, куда сливается поступившая продукция;

Если нефтепродукты отпускаются в автомобильные цистерны, то основным способом определения является расчет массы на основании показаний счетчиков объема расходомеров. Такие расчеты могут подразумевать проведение целого ряда самых разных измерений, а именно:

1. замер уровня наполнения (как самой цистерны, так и резервуара);
2. замер уровня «подтоварной» воды (также – и в резервуаре, и в цистерне);
3. измерение уровня перелива/недолива относительно нулевого уровня (планки), установленного в горловине цистерны;
4. замер (как правило, измерения производятся либо в резервуаре на разных его уровнях, либо измеряется плотность разных частей партии с проведением последующего усреднения);
5. измерение температуры отгружаемого продукта (как правило, из также выполняют в резервуаре на разных уровнях, или проводят замеры разных частей партии, значения которых потом усредняют);
6. измерение температуры окружающей атмосферы;
7. замер температуры, при которой проводилось измерение плотности.

Как ясно из количества обрабатываемых при расчете данных, определение массы такими способами может сопровождаться большим количеством проводимых вычислений.

Также достаточно много времени занимает поиск необходимой информации в специальных таблицах, таких, так, например, калибровочные таблицы на разные виды цистерн, градуировочные таблицы различных видов резервуаров, таблицы с поправочными коэффициентами для приведения к описанных стандартом условиям значений объема и плотности продукта, и так далее.

В самых простых случаях, характерных для небольших предприятий, определение массы нефтепродукта выполняется умножением его объема на его плотность.

Объем, как правило, определяют с помощью градуировочной таблицы с учетом уровня наполнения, либо по счетчику объемного расходомера. Плотность измеряется либо в резервуаре, либо в наливном стояке. В таких случаях измерения производятся при имеющейся на данный момент температуре продукта, а полученные показатели плотности и объема не пересчитываются к стандартным температурам (или к 15-ти, или к 20-ти градусам Цельсия).

Однако, существует большое количество предприятий, на которых расчеты массы после выполнения всех измерений, требуемых косвенными методиками определения массы, настолько сложны, что на практике без применения средств автоматизации никак не обойтись.

Современные автоматизированные системы учета (АСУ), применяемые для контроля за движением нефтепродуктов, должны быть способны использовать все существующие способы расчетов. Это позволит пользователям вводить только исходные данные, полученные в результате замеров, а определение массы происходит в автоматическом режиме.

Электронные документы, отражающие перемещения нефтепродуктов, чаще всего оформляются в виде таблиц, отражающих текущее состояние резервуаров предприятия.

При этом, для определения массы перекачиваемых нефтепродуктов используется разность текущих состояний резервуаров, определяемых до перекачки и после неё. При этом перекачка может осуществляться (как при отпуске продукта, так и при его приемке) с использованием сразу нескольких резервуаров.

В таких электронных таблицах для каждого отдельного резервуара указываются два набора данных – по начальному состоянию (до проведения технологической операции) и по конечному состояние (после окончания перекачки).

При этом каждый набор данных состоит из следующей информации:

• уровень наполнения конкретного резервуара;
• объем, который определяется в автоматическом режиме с помощью градуировочной и, при необходимости, корректировочной таблицы (если уровень измеряется на в целых значениях сантиметров);
• температура перекачиваемого продукта. В зависимости от типа резервуара и уровня его наполнения возникает необходимость проведения от одного до трех измерений температурных показаний с последующим их усреднением:
• показатель температуры на нижнем уровне резервуара;
• показатель в средней части;
• показатель температуры на верхнем уровне резервуара;
• средний показатель температуры (для усреднения применяются различные методики, которые зависят от типа и уровня наполнения конкретного резервуара;
• температура окружающей атмосферы (расчет объема может проводиться с применением поправочных коэффициентов, учитывающих деформацию резервуарных стенок, степень которой зависит от разности температурных значений самого нефтепродукта и окружающей резервуар среды);
• значение температур, при которой проводился замер (этот показатель необходим для того, чтобы в расчете учесть линейное расширение стенок измерительной аппаратуры (ареометра));
• сам показатель плотности нефтепродукта;
• значение его плотности при 20-ти градусах Цельсия (это значение получается автоматически, с помощью пересчета фактической плотности с учетом температуры, при которой она измерялась);
• сама масса продукта (это значение также рассчитывается в автоматическом режиме с учетом всех данных исходных измерений).

Как правило, такие таблицы составляют в целых значениях сантиметров. Однако, если измерения уровня на предприятии проводятся более точно (например, до миллиметра), то в этих случаях расчет объема производится с применением математических методов аппроксимации значений между ближайшими уровнями, выраженными в градуировочных таблицах целыми единицами.

Другой метод, применяемый в случаях точных измерений уровня, подразумевает использование таблицы коррекции, которая содержит значения объемов на каждый миллиметр каждого уровня резервуара. Если такая корректировочная таблица – правильно составлена, то обе методики (и математическая аппроксимация, и с помощью таблицы коррекции) на выходе дают одинаковые значения.

В связи с этим, при использовании автоматизированной системы учета, в которой расчеты проводятся с помощью компьютерной техники, составление корректировочных таблиц для их дальнейшего использования теряет свой смысл. Таблицы коррекции призваны облегчить ручные расчеты, поэтому нередко они есть в паспортах на резервуары, а их применение регламентируется специальными инструкциями, регулирующими процесс выполнения замеров. В связи с этим зачастую полностью отказаться от таких таблиц не представляется возможным.

Масса нефтепродукта при использовании косвенных способов определятся как произведение показателей объема и плотности.

Однако этот, простой на первый взгляд, расчет (в зависимости от применяемой методики измерений массы) может выполняться разными способами:

• расчет по фактическим показателям плотности объема;
• расчет по приведенным к стандартным условиям значениям плотности и объема (значения приводятся либо к температурному значению 20-ти, либо к 15-ти градусам Цельсия);

Замер плотности должен проходить в лабораторных условиях. В связи с этим, применение первого варианта расчета (по фактическим значениям) возможно только в тех случаях, когда доставка проб нефтепродукта в лабораторию производится в специальных термостатах.

Но даже при соблюдении этих условий, в случае использования некоторых методов выполнения измерений массы, требуется проведение расчетов фактических значений объема с учетом температурных коэффициентов, делающих поправку на линейное расширение материала, из которого изготовлены стенки цистерны или резервуара, а также на линейное расширение измерительного инструмента (рулетки или метроштока), с помощью которого выполнялись фактические замеры.

Приведение значений плотности и объема к стандартным условиям производится при помощи специально разработанных таблиц, которые отвечают требованиям ASTM D 1250-2007. Таких таблиц – всего четыре вида: для плотности при 20 градусах Цельсия; для плотности при 15-ти градусах Цельсия; для объема при 20-ти градусах; для объема при 15-ти градусах.

Размер таких таблиц – огромен, поскольку диапазон отраженных в них температурных значений находится в пределах от минус 50-ти до плюс 150-ти градусов Цельсия, а величина шага составляет всего 0,05 градуса. Диапазон отраженных в таблицах плотностей начинается от 0,4700 и заканчивается 1,2050 килограмм на кубический дециметр, с шагом 0,0001.

Другими словами, каждая таблица состоит примерно из 4-х тысяч строк и 7-ми тысяч 300 столбцов, и содержит около 30 миллионов значений. Разумеется, при проведении расчетов ручным способом применять таблицы такого размера крайне трудно, поэтому они используются только в системах автоматического учета.

Точность косвенных способов определения массы нефтепродуктов зависит от применяемых методов выполнения измерений массы. Информация о точной величине погрешности необходима только тогда, когда: либо полученные при замерах значения массы не совпадают с указанными поставщиком, либо на предприятии проводится инвентаризация.

В остальных случаях точность методики задается в целом. К примеру, если масса железнодорожной цистерны больше 120 тонн, то погрешность составляет 0,5 процента от общей массы, а если меньше 120 тонн, то 0,65 процента.

В случае применения более сложных методик выполнения измерений, точность, как правило, рассчитывают для каждого конкретного замера.

Погрешность обычно всегда меньше одного процента, а её значение зависит от:

• точности составления калибровочной или градуировочной таблицы, которые содержатся либо в паспорте на резервуар, либо в технических условиях на железнодорожную цистерну;
• погрешности измерительного инструмента для замеров уровня продукта, указанной в паспорте на рулетку или метрошток;
• погрешности измерительного термометра, используемого для измерения температуры, которая указана в его паспорте;
• погрешности ареометра при замерах плотности (также берется из паспорта);
• погрешности счетчиков расходомера при определении объема (указывается в паспорте на счетчик);
• количества проводимых измерений.

Стоит отметить, что регистрировать информацию о каждом конкретно применяемом измерительном приборе при проведении каждого отдельного измерения – весьма сложная задача. Такая регистрация характерна для химических лабораторий определения качества продукта.

На обычном предприятии нефтеобеспечения для проведения замеров, как правило, используются однотипные измерительные инструменты. В связи с этим, точность, которая используется при расчете погрешности в процессе определения массы нефтепродукта, чаще всего задают один раз для каждого конкретного метода выполнения измерений массы.

В практической деятельности на одном предприятии возможно применение сразу нескольких методик определения массы, поэтому автоматизированная система учета должна включать в себя все используемые в конкретной организации расчетные методики.

Отдельный метод измерений массы может применяться:

• для всей нефтебазы в целом;
• для каждого конкретного склада,
• для каждого резервуара;
• для каждой конкретной технологической операции по перевалке нефтепродуктов.

Существующие современные системы автоматического учета позволяют использовать самые разные методы определения массы, успешно справляясь при этом с огромными объемами информации. Однако, их повсеместное внедрение сталкивается с серьезными трудностями.

Например, разные предприятия, имеющие практически одинаковое оснащение (как по типам резервуаров, так и по виду применяемого измерительного оборудования), а также занимающиеся одной и той же деятельностью (типовые нефтебазы или АЗС), подчас применяют совершенно разные методики.

Более того, эти методики нередко разработаны разными метрологическими организациями, и являются чуть ли не индивидуальными для каждого отдельного предприятия. В связи с этим, создать типовую автоматизированную систему учета движения нефтепродуктов, которая подошла бы всем без исключения организациям нефтепродуктообеспечения, не представляется возможным.

Поэтому типовые автоматизированные системы обычно включают в себя только общие алгоритмы, такие, как:

• алгоритмы приведения к стандартным условиям значений объема и плотности;
• электронные хранилища с поисковыми системами, содержащие градуировочные и калибровочные таблицы;
• системы расчета объема с помощью этих таблиц через показатель уровня;
• методы обнаружения расхождений, которые превышают установленные пределы и тому подобное.

Остальные алгоритмы включаются в систему при установке её на конкретное предприятие и чаще всего являются индивидуальными.

Однако, применение средств автоматизации при выполнении таких расчетов все равно значительно упрощает задачу по контролю движения нефтепродуктов, вне зависимости от размеров конкретного предприятия.

Для определения плотности нефти и нефтепродукта при температуре в резервуаре во время измерения его объема используется ГОСТ 3900-85(Изм.№1).

Последовательность определения плотности нефти и нефтепродуктов при температуре измерения объема резервуара.

Пример: плотность нефтепродукта при +20 °С равна 0,652. Температура нефтепродукта в резервуаре +27,5 °С. Определить плотность нефтепродукта при температуре +27,5°С.

Для пересчета плотности нефтепродукта, измеренной при 20 0 С, на плотность +27,5 0 С необходимо:

1. По таблице ГОСТа 3900-85(Изм.№1) в столбце «Температура испытания, 0 С» найти значение температуры испытания - +27,5 0 С;

2. В строке «+27,5 0 С» найти близкое к взятому в 5-ом цехе числовому значению плотности продукта при 20 °С (0,652) это 0,647.

3.Отклонение найденного в таблице значения от лабораторного составляет 0,652-0,647=0.005

4. По столбцу найденного в таблице ближайшего значения (0,647) в строке «Плотность по шкале ареометра, г/см 3 » находим показатель - 0,640. Этот показатель является округленным значением плотности по ареометру.

5. К округленному значению плотности по ареометру (0,640) прибавляем отклонение, найденное в пункте 3 (0.005): 0,640+0,005=0,645. Найденное значение является плотностью нефти или нефтепродукта при температуре измерения их объема.

3.5 РАСЧЕТ МАССЫ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТА В РЕЗЕРВУАРЕ.

Масса нефти или нефтепродукта определяется по формуле:

где: m – масса нефти или нефтепродукта в резервуаре;

с - плотность нефти или нефтепродукта в резервуаре при температуре измерения объема(погружении);

V - объем нефти или нефтепродукта в резервуаре;

§ замер резервуара – 650 см.;

§ лабораторная плотность при 20 0 С - 0,652 г/см 3 ;

§ температура нефти или нефтепродукта в резервуаре – +27,5 0 С.

Определить массу нефти или нефтепродукта в резервуаре:

§ Найти плотность нефти или нефтепродукта в резервуаре при температуре измерения их объема (с):

§ в соответствии с пунктом 3.4 плотность нефти или нефтепродукта при температуре 27,5 0 С и лабораторной плотности при 20 0 С 0,652 равна 0,645 (с = 0,645).

§ найти объём нефти или нефтепродукта в резервуаре (V):

§ в соответствии с пунктом 2.1 по калибровочным таблицам находим объем нефти или нефтепродукта в резервуаре соответствующий замеру 650см. – 755,726 м 3 .

§ найденные значения подставить в формулу 2.1:

m = 0,645*755,726 = 487т

3.6. ОПРЕДЕЛЕНИЕ МАССЫ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ С ПОМОЩЬЮ РАДАРА и серводатчика.

3.6.1. Современные системы измерения и контроля уровня, объёма, массы, температуры радарного типа « TANK SAAB RADAR», «ВМ-100» и серводатчики типа «Enraf»позволяют передавать информацию на рабочую станцию распределенной системы управления, а также посредством программного обеспечения контролировать, вести учет, сообщать о неисправностях и другие параметры необходимых для ведения технологического процесса.

3.6.2. Оператор товарный участков наблюдает за технологическим процессом, а именно:

§ просматривает на мониторе рабочей станции группу резервуаров находящегося под наполнением, контролирует скорость движения нефтепродукта, ср. t , max и min предел закачки;

§ просматривает по отдельности каждый резервуар и определяет: название продукта, уровень, ср. t , расход м 3 /час, плотность при 20 0 С, тоннаж;

§ имеется архив по каждому резервуару, где сохранены данные – это уровень, ср. t , объём, время;

§ по мере поступления новых анализов на нефтепродукты заполняет плотности при 20 0 С всех резервуаров;

§ формирует отчет о наличии нефтепродукта во всех резервуарах.

Одной из важнейших задач, которую приходится осуществлять оперативному персоналу и бухгалтерии нефтебаз, — это проведение количественного учета нефти и нефтепродуктов.

В задачи количественного учета входит:

определение количества поступающих нефти и нефтепродуктов, с оформлением приемных документов;

определение количества отпускаемых или отгружаемых нефти и нефтепродуктов, с оформлением документов на отгрузку;

определение фактических остатков по каждому сорту в резервуарах и в целом по нефтебазе;

определение фактических излишек или недостач;

проведение денежных расчетов с поставщиками и потребителями нефти и нефтепродуктов.

Оперативный учет нефтепродуктов должен вестись ежедневно, контрольный - два раза в месяц и полная инвентаризация на конец каждого месяца.

Учет нефти и нефтепродуктов может осуществляться в единицах измерения:

объема (объемный учет);

массы (массовый учет);

• объема и массы (объемно-массовый учет).

На нефтебазах и автозаправочных станциях ведется объемномассовый учет. Расчет с поставщиками и потребителями нефти и нефтепродуктов осуществляется на нефтебазах в единицах массы, на АЗС — в единицах объема.

В зависимости от способа измерений объема продукта объемномассовый метод подразделяется на динамический и статический.

Динамический метод применяется при измерении массы продукта непосредственно на потоке в нефтепроводах и продуктопроводах. При этом методе объем продукта измеряют счетчиками или расходомерами, имеющими интеграторы.

Статический метод

Применяется при измерении объема и массы продукта в градуированных емкостях (вертикальные и горизонтальные резервуары, транспортные емкости и т. п.). Объем продукта в резервуарах измеряется в литрах или кубических метрах. Объем определяется с помощью градуированных таблиц резервуаров по значениям уровня наполнения (взлива), измеренного уровнемером или ручным способом с помощью метроштока или измерительной рулетки.

Сначала определяется общий объем жидкости в резервуаре, затем объем подтоварной воды и по формуле определяется объем нефтепродукта:

V нп =V общ - V воды

В емкостях, градуированных на полную вместимость, например автомобильные цистерны, контролируется уровень их наполнения до градуировочной планки, установленной в горловине, и затем определяется объем по паспортным данным.

Масса нефтепродукта определяется умножением измеренного объема на плотность:

M = V нп * p

Плотность нефтепродукта определяется с помощью нефтеден- симетра (ареометра). Для этого из резервуара пробоотборным ведерком забирают пробу нефтепродукта, погружают в него нефтеденсиметр и по верхней шкале определяют плотность, по нижней шкале определяют температуру.

Плотность нефтепродукта можно также определить расчетным путем по формуле:

р t = p 20 + α * (t - 20),

где t - температура нефтепродукта в резервуаре, °С;

p t — искомая плотность нефтепродукта при температуре t °С, т/ м 3 ;

р 20 — плотность нефтепродукта при t = 20 °С, приводится в паспорте на нефтепродукт, т/м 3 ;

20 — значение стандартной температуры в °С;

α — температурная поправка изменения плотности нефтепродукта при изменении температуры на 1 °С.

Значения температурных поправок изменение плотности приводится втаблице

Плотность нефтепродукта		Плотность нефтепродукта	Температурная поправка на 1°С

Гидростатический метод

При использовании этого метода измеряется величина гидростатического давления столба нефтепродукта, затем определяется средняя площадь заполненной части резервуара на уровне, относительно которого производят измерение, и рассчитывается масса нефтепродукта по формуле:

М = Р * F cp * (Нр) / g ,

где Р — гидростатическое давление нефтепродукта в резервуаре, Па;

F cp * (Н р ) — средняя площадь сечения резервуара, определяется по градуировочной таблице, м 2 ;

g - ускорение силы тяжести, м/сек 2 .

Допустимая погрешность измерения количества нефти и нефтепродуктов установлена требованиями ГОСТ 2676-86 и должна быть в пределах:

• при прямом методе относительная погрешность измерения к должна быть не более: ±0,5% — массы нетто нефтепродуктов до 100 т, а также массы нетто битумов; ±0,3% — массы нетто пластических смазок;
• при объемно-массовом динамическом методе относительная погрешность измерения должна быть не более: ±0,25% — массы брутто нефти; ±0,35% — массы нетто нефти; ±0,5% — массы нетто нефтепродуктов от 100 т и выше; ±0,8% —массы нетто нефтепродуктов до 100 т и отработанных нефтепродуктов.

Относительная погрешность измерения при объемно-массовом статическом методе должна быть не более:

• ±0,5% — массы нетто нефти, нефтепродуктов от 100 т и выше, а также массы нетто битумов;
• ±0,8% — массы нетто нефтепродуктов до 100 т и отработанных нефтепродуктов.

Относительная погрешность измерения при гидростатическом методе должна быть не более:

• ±0,5% — массы нетто нефти, нефтепродуктов от 100 т и выше;
• ±0,8% — массы нетто нефтепродуктов до 100 т и отработанных масел.

Обеспечение такого уровня точности может быть достигнуто лишь сочетанием различных средств измерений.

Утвержден и введен в действие

Постановлением Госстандарта СССР

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ СОЮЗА ССР

НЕФТЬ И НЕФТЕПРОДУКТЫ

МЕТОДЫ ИЗМЕРЕНИЯ МАССЫ

Petroleum and petroleum products.

Methods of mass measurement

ГОСТ 26976-86

Группа Б09

ОКСТУ 0001

Взамен ГОСТ 8.370-80 и

ГОСТ 8.378-80

Срок введения

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. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

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. МЕТОДЫ ИЗМЕРЕНИЙ

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.

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;

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.

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.

Приложение 2

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

для формулы (5)

, (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

для формулы (9)

, (11)

для формулы (10)

, (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.

Приложение 3

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.

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 вместимостью10000 м3, отградуированный с относительной погрешностью при температуре = 18 °С ;

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.