учет нефти и газа. Учебное пособие по дисциплинам Физические основы учета нефти и газа при технологических операциях, Измерение и контроль в технологических процессах нефтегазового производства
 Скачать 1.19 Mb.
|
|
Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ» Кафедра «Транспорт и хранения нефти и газа» КОНСПЕКТ ЛЕКЦИЙ Учебное пособие по дисциплинам: «Физические основы учета нефти и газа при технологических операциях», «Измерение и контроль в технологических процессах нефтегазового производства» Уфа 2013 2 Учебное пособие содержит конспект лекций по дисциплинам: «Измерение и контроль в технологических процессах нефтегазового производства», «Физические основы учета нефти и газа при технологических операциях». Предназначено для студентов очного обучения специальностей: 130501 «Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ» (инженеры), 131000 «Нефтегазовое дело» по направлению магистерской подготовки «Ресурсоэнергосберегающие технологии транспорта и хранения углеводородов» очного и заочного обучения, 131000 «Нефтегазовое дело» профиля бакалавриата «Эксплуатация и обслуживание объектов транспорта и хранения нефти, газа и продуктов переработки. Составитель: Фазлетдинов Р.А., доц., канд. техн. наук Рецензент: Коробков Г.Е., проф. д-р техн. наук 3 Уфимский государственный нефтяной технический университет, 2013 СОДЕРЖАНИЕ Раздел 1. Введение. Основные понятия. Виды и методы учета……………………………………………………………………………… 4 Раздел 2. Физико-химические свойства товарных нефтепродуктов. Определение массы и расчет погрешностей……………………………… 12 Раздел 3. Методы и средства количественного и качественного учета нефти и нефтепродуктов……………………………………………………… 29 Раздел 4. Поверка средств измерений, используемых при учетных операциях…………………………………………………….…………………... 49 Список использованной литературы………………………………………… 80 4 Раздел 1. Введение. Основные понятия. Виды и методы учета Общие сведения о преподаваемой дисциплине. Значение учета любого товара, а тем более энергоносителей трудно переоценить. Учет предполагает измерение и вычисление количественных и качественных характеристик товара с заданной точностью и проводится при любых экономических операциях. На современном этапе развития Россия является одним из крупнейших игроков на рынке экспортеров энергоносителей. И от того, насколько точно возможно посчитать (учесть) нефть и газ, направляемые на экспорт, зависит прибыль государства, а значит, и наше благосостояние. Кроме того, недостаточная точность при учете нефти и нефтепродуктов может привести к потерям невосполнимых природных ресурсов и загрязнению окружающей среды. Основные понятия метрологии. Теоретические основы учета нефти, нефтепродуктов и газа изложены в метрологии. Метрология представляет собой науку об измерениях, методах и средствах обеспечения их единства и способах достижения требуемой точности. Основными понятиями метрологии являются: измерения; физическая величина; единица измерений; система единиц физических величин. Измерение - это совокупность операций по применению технического средства, хранящего единицу физической величины, обеспечивающих нахождение соотношения измеряемой величины с ее единицей и получение значения этой величины. Пример: измерение длины линейкой, рулеткой и т.д. Физическая величина - свойство, общее в качественном 5 отношении многим физическим объектам, но в количественном отношении индивидуальное для каждого объекта. Например, масса вещества, его температура, давление в трубопроводах и т.д. Для характеристики физических величин вводятся понятия - размер и значение. Размер величины (например, длина стержня) существует реально, независимо от того, знаем мы его или нет. Если размер величины измерен и выражен в единицах этой величины, то этот результат называется значением физической величины (2 метра, 10 С и т.д.). Единица измерения физической величины – физическая величина фиксированного размера, которой условно присвоено числовое значение, равное 1, и применяемая для количественного выражения однородных с ней физических величин. Система единиц физических величин – совокупность основных и производных единиц физических величин, образованная в соответствии принятыми принципам для заданной системы. В России применяется Международная система единиц (СИ) принятая Генеральной конференцией по мерам и весам, рекомендованная Международной организацией законодательной метрологии. Важнейшей характеристикой качества измерений является единство измерений. Смысл единства измерений заключается в том, что результаты измерений выражаются в указанных единицах, чьи размеры равны размерам воспроизводимых величин, а погрешности результатов измерений известны с заданной вероятностью и не выходят за требуемые пределы. Единство измерений достигается путем точного воспроизведения и хранения единиц физических величин и передачи их размеров применяемым на практике СИ. Воспроизведение 6 единицы физической величины осуществляется с помощью государственного эталона. Различают воспроизведение основной и производной единицы. Воспроизведение основной единицы осуществляется путем создания фиксированной по размеру физической величины в соответствии с определением единицы. Она воспроизводится с помощью государственных первичных эталонов. Например, единица массы 1 кг воспроизведена точно в виде платиноиридиевой гири, хранимой в Международном бюро весов в качестве международного эталона. Воспроизведение производной единицы сводится к определению значения физической величины в указанных единицах на основании измерений других величин, связанных функционально с измеряемой величиной. Передача размера единицы осуществляется при поверке от – более точных средств измерений к менее точным. Схема передачи размера единицы приведена на рисунке и называется поверочной. Классификация видов и методов учета. Рассмотрим классификацию видов учета нефти и нефтепродуктов. В зависимости от целей, преследуемых при учете, условно различают оперативный и коммерческий учет нефти и нефтепродуктов. Оперативный учет производится в пределах предприятия с целью оперативного контроля или оценки результатов производственной и хозяйственной деятельности отдельных подразделений - бригад, участков, ПСП, НПС, РНУ и т.д. Коммерческий учет производится при операциях поставки- приемки (купли-продажи) нефти и нефтепродуктов между 7 предприятиями - поставщиками (продавцами) и потребителями (покупателями). Методы, технические средства и требования к точности измерений при оперативном и коммерческом учете неодинаковы. При оперативном учете они могут устанавливаться самими предприятиями или объединением (корпорацией), в состав которого они входят. При коммерческом учете требования к используемым методам измерений, средствам измерений, точности измерений и организации учета определяются стандартами и принятыми в установленном порядке другими нормативными документами и соглашениями сторон. Различают также методы учета нефти и нефтепродуктов. Традиционно в России учет ведется в единицах массы, поэтому методы учета классифицируются согласно ГОСТ 8.595-2004 «Нефть и нефтепродукты. Методы измерения массы»: 1) по результатам измерений; 2) по условиям измерений. По результатам измерений различают прямой и косвенный методы. Прямой метод предполагает проведение измерений, при которых искомое значение физической величины находят непосредственно из опытных данных. Прямые измерения можно выразить формулой Q=X, где Q - искомое значение измеряемой величины; X - значение, непосредственно получаемое из опытных данных. При прямых измерениях измеряемую величину сравнивают с мерой непосредственно или же с помощью измерительных приборов, градуированных в требуемых единицах. Примерами использования прямого метода служат измерения массы нефтепродукта в цистерне при помощи железнодорожных весов или же массы нефти на потоке с 8 помощью массомеров. При косвенном методе проводят измерения, при которых искомую величину определяют на основании известной зависимости между этой величиной и величинами, подвергаемыми измерениям прямым методом. При косвенных измерениях измеряют не собственно определяемую величину, а другие величины, функционально с ней связанные. Значение измеряемой величины находят путем вычисления по известной формуле Q = f (а, в, с, …), где Q - искомое значение косвенно измеряемой величины; f - знак функциональной зависимости, форма которой и природа связанных ею величин заранее известны; а, в, с, …- значения величин, измеренных прямым способом. Примером косвенного метода служит определение массы нефти по измеренному объему, плотности, температуре и давлению. По условиям измерений различают статический и динамический методы. В ходе осуществления статического метода измеряемая величина остается постоянной во времени. Статические измерения заключаются в следующем: - какое-то количество продукта наливают в емкость (резервуар, мерник, цистерну и т.д.), предназначенную для хранения, транспортировки или специально для учета продукта; - определяют каким-либо известным методом количество продукта; - отбирают пробу продукта; - по результатам измерений вычисляют объем или массу продукта и по пробе определяют параметры качества. Практически учет состоит из следующих последовательных 9 операций: - заполнение резервуара продуктом; - подготовка резервуара к учетным операциям (отстой, слив “подтоварной воды”); - проведение учетных операций; - откачка продукта из резервуара; - подготовка резервуара к приему продукта (измерение остатка и т.д.). Для учета продуктов на магистральных трубопроводах при непрерывной перекачке больших объемов необходимо большое количество резервуаров, которые поочередно используются для проведения указанных операций. Кроме того, эти операции трудно поддаются автоматизации и для их выполнения требуется большое количество обслуживающего персонала. Поэтому в настоящее время метод статических измерений используется в качестве резервного при учете на перекачке и в качестве основного при приемосдаточных операциях нефти и нефтепродуктов в железнодорожных цистернах и танкерах. При транспортировании нефти и нефтепродуктов по магистральным трубопроводам используется метод динамических измерений. При динамических измерениях, как видно из названия, количество и параметры качества нефти измеряются в динамике без остановки перекачки. Для измерения параметров потока применяются поточные приборы - счетчики-расходомеры, плотномеры и анализаторы качества. Динамические измерения позволяют почти полностью автоматизировать процесс учета, резко сократить капитальные и эксплуатационные затраты и повысить точность учета продукта (обеспечить минимально допустимую погрешность). Таким образом, всего для учета нефти и нефтепродуктов 10 используются: прямой и косвенный методы статических измерений, прямой и косвенный метод динамических измерений, а также гидростатический метод, основанный на измерении уровня в мерах вместимости с последующим отбором проб и вычислением массы в виде произведения объема на плотность. Требования к системам учета. При учете нефти используются понятия "масса (объем) брутто" и "масса (объем) нетто, получаемая вычитанием массы балласта из массы брутто, применительно к нефтепродуктам не совпадают с обыденными "масса брутто" - масса продукта с тарой и "масса нетто" - масса продукта без тары, но широко используются в нормативных и отчетных документах в области учета нефти. Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто товарной нефти и массы нефтепродукта составляют: 1) 0,40 % - при прямом методе статических измерений взвешиванием на весах расцепленных цистерн; 2) 0,50 % - при прямом методе статических измерений взвешиванием на весах движущихся нерасцепленных цистерн и составов из них; 3) 0,25 % - при прямом и косвенном методах динамических измерений; 4) 0,50 % - при косвенном методе статических измерений и косвенном методе измерений, основанном на гидростатическом принципе, массы продукта от 120 т и более; 5) 0,65 % - при косвенном методе статических измерений и косвенном методе измерений, основанном на гидростатическом принципе, массы продукта до 120 т. Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто товарной нефти составляют: 11 1) 0,50 % - при прямом методе статических измерений взвешиванием на весах расцепленных цистерн 2) 0,60 % - при прямом методе статических измерений взвешиванием на весах движущихся нерасцепленных цистерн и составов из них; 3) 0,35 % - при прямом и косвенном методах динамических измерений; 4) 0,60 % - при косвенном методе статических измерений и косвенном методе измерений, основанном на гидростатическом принципе, от 120 т и более; 5) 0,75 % - при косвенном методе статических измерений и косвенном методе измерений, основанном на гидростатическом принципе, до 120 т. Какова должна быть точность учета нефти? На первый взгляд кажется, что чем точнее учет, т.е. чем меньше погрешность определения массы нефти, тем лучше. В самом деле, погрешность учета нефти представляет собой неопределенность, которая может включать в себя любые виды потерь: прямые потери, приписки и т.д. Причем, знак погрешности (положительный или отрицательный) не имеет никакого значения, т.к. положительная погрешность для одной стороны (например, поставщика) будет отрицательной для другой стороны (потребителя). В любом случае появляется возможность покрытия потерь или приобретения некоторого несуществующего количества продукта той или другой стороной. С этой точки зрения погрешность измерения массы нефти или ее какая-то доля может быть приравнена к прямым потерям. Если повысить точность измерений, то разность между прежним и достигнутым значениями погрешности можно рассматривать как дополнительное количество нефти, сэкономленное и введенное в народнохозяйственный оборот. Однако, беспредельно повышать 12 точность учета невозможно, т.к. снижение погрешности измерений связано с затратами средств на научно-исследовательские и другие работы по совершенствованию методов и средств измерений, реконструкции объектов, замене устаревшего оборудования и т.д. Причем, затраты средств растут не пропорционально снижению погрешности, а гораздо быстрее. Может настать момент, когда затраты на снижение погрешности измерений достигнут и даже превысят получаемую от этого экономию. Дальнейшее снижение погрешности возможно только при использовании более совершенных и дешевых средств измерений. Таким образом, повышение точности учета энергоносителей является сложной многофакторной задачей. Раздел 2. Физико-химические свойства товарных нефтей и нефтепродуктов. Определение массы и расчет погрешностей 1. Характеристика основных показателей качества и свойств нефти Все показатели качества можно разбить на три группы: 1) характеристики продукта, непосредственно характеризующие его качество; 2) технологические параметры, которые необходимо знать для сокращения потерь продукта при его транспортировке и хранении в системе магистральных трубопроводов; 3) свойства, характеризующие опасность продукта. К показателям первой группы относятся: плотность, фракционный состав, содержание балласта, т.е., содержание воды, механических примесей, хлористых солей и серы. 13 1. Плотность является основным показателем качества нефти, т.к участвует в определении ее массы. Плотность может измеряться в лабораторных условиях: с помощью ареометров и лабораторных плотномеров или на потоке, с помощью поточных плотномеров. Плотность зависит от температуры, стандартная температура ее определения - 15ºС. Единицы измерения плотности: кг/м 3 , град API. 2. Фракционный состав нефти характеризует состав частей, входящих в нее, выкипающих при различной температуре. Фракционный состав определяется путем перегонки топлива. В зависимости от вида продукта, в ТУ могут нормироваться различные показатели фракционного состава. Для нефти это выход фракций в % при температурах 200 и 300 ºС. 3. Содержание воды, мехпримесей и хлористых солей. Вода является основным по массе балластом в нефти и на ее перекачку тратится много электроэнергии. Кроме того, вода образует коррозионно опасную среду вместе с хлористыми солями, содержащимися в нефти. Механические примеси, содержащиеся в нефти с момента ее добычи, являются источником потери качества продукта, т.е. его загрязнения. Содержание воды и механических примесей измеряют в процентах, а хлористых солей – в мг/л. 4. Содержание серы. Сера, как и ранее рассмотренные виды балласта, также является вредной примесью в нефти. Но мы изучаем этот показатель отдельно. Это связано с чрезвычайной опасностью соединений серы в нефти для оборудования нефтеперерабатывающих заводов. При переработке нефти, когда ее давление и температуры повышается, сера образует стойкие соединения, которые превращают стенки металлических 14 трубопроводов и аппаратов буквально в лохмотья. Содержание серы измеряется в процентах. К технологическим параметрам относятся: вязкость, давление насыщенных паров и содержание парафина. Вязкость – это свойство, характеризующее трение между слоями движущейся жидкости. Вязкость обратно пропорционально зависит от температуры, поэтому магистральные трубопроводы рассчитывают при минимальной температуре. Различают кинематический и динамический коэффициенты вязкости. Вязкость измеряют капиллярными и ротационными вискозиметрами. Единицы ее измерения: м 2 /с, Ст, Пуаз, град. Энглера. Давление насыщенных паров характеризует испаряемость нефти. При давлении, равном ДНП, число молекул, переходящих из жидкости в пар, равно числу молекул, совершающих обратный переход. По ДНП можно судить о количестве легких фракций, измеряется в Па. Содержание парафина. Парафин, который откладывается на стенках труб и емкостей, засоряет их, уменьшая проходное сечение. И наконец, показатели третьей группы включают в себя: - содержание хлорорганических соединений; - массовую долю сероводорода; - массовую долю метил-, и этилмеркаптанов. Все эти вещества очень ядовиты. При их высоком содержании в нефти, меняется технология транспортировки, увеличиваются затраты на обеспечение безопасности жизнедеятельности работников, имеющих контакт с нефтью. 15 2. Классификация нефтей по ГОСТ Р51858. Технические требования к качеству российской нефти, поставляемой на нефтеперерабатывающие заводы и на экспорт, устанавливаются в соответствии с ГОСТР 51858. Самая общая классификация подразумевает разделение нефти на сырую и товарную. Сырая нефть представляет собой жидкую природную ископаемую смесь углеводородов, которая содержит растворенный газ, воды и различные примеси. Товарная нефть – это нефть, подготовленная к поставке потребителю, в соответствии с нормативными документами. По- другому можно сказать, что это нефть, освобожденная от балласта (воды, различного рода солей и механических примесей). При оценке качества нефть подразделяют на классы, типы, группы, виды. В зависимости от содержания серы нефть подразделяется на 4 класса: Класс нефти Наименование массовая доля серы, % 1 малосернистая до 0,6 вкл. 2 сернистая 0,61 – 1,8 3 высокосернистая 1,81 – 3,50 4 особо высокосернистая свыше 3,5 16 По плотности нефть подразделяется на пять типов: Класс нефти Наименование плотность при 15 ºС, кг/м 3 0 особо легкая не более 834,5 1 легкая 834,6 - 854,4 2 средняя 854,5 – 874,4 3 тяжелая 874,5 – 899,3 4 битуминозная более 899,3 На экспорт поставляются нефти 0; 1 и 2 типов. При их поставке наряду с плотностью регламентируется содержание парафинов (не более 6 %) и выход фракций. По степени подготовки нефть подразделяют на три группы Наименование показателя Норма для нефти группы Метод испытания 1 2 3 1. Массовая доля воды, % 0,5 0,5 1,0 ГОСТ 2477 2. Концентрация хлористых солей, мг/л 100 300 900 ГОСТ 21534 3. Массовая доля механических примесей, % не более 0,05 ГОСТ 6370 4. Давление насыщенных паров, Па, не более 66,7 кПа ГОСТ 1756 5. Содержание хлорорганических соединений, млн -1 10 10 10 17 По массовой доле сероводорода и легких меркаптанов нефть подразделяют на 2 вида. Наименование показателя Вид нефти 1 2 1 Массовая доля сероводорода, млн. -1 (ppm), не более 20 100 2 Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн. -1 (ppm), не более 40 100 Примечание - Нормы по показателям таблицы 4 являются факультативными до 01.01.2009 г. Определяются для набора данных. В зависимости от значений показателей качества нефть относят к тому или иному классу, типу, группе и виду. Если в рамках одной классификации замеряется несколько показателей и некоторые значения относят нефть к разным группам, то нефть признают более худшего качества. Так как цена нефти связана с ее качеством, необходимо использовать условное обозначение нефти. Условное обозначение нефти состоит из четырех цифр, соответствующих обозначениям класса, типа, группы и вида нефти. При поставке нефти на экспорт к обозначению добавляется буква «э». Обозначение заканчивается наименованием ГОСТа. Пример 2.2э. 1.1 ГОСТ Р 51858-02 – нефть, поставляемая на экспорт - массовая доля серы 1,15%; плотность при 15 ºС 860 кг/м 3 ; концентрация хлористых солей 120 мг/л; массовая доля воды 0,4%; при отсутствии сероводорода; 2.2.2.1 ГОСТ Р 51858-02) 18 3. Виды анализов качества нефти Для проверки соответствия нефти требованиям ГОСТР51858 проводят анализ качества. Различают следующие виды анализов качества: 1) приемо-сдаточный; 2) периодический; 3) арбитражный; 4) ходовой. Приемосдаточный анализ проводят один раз в смену по следующим показателям: плотность, массовая доля серы, давление насыщенных паров (при приеме нефти для транспортировки по системе магистрального транспорта), массовая доля воды и концентрация хлористых солей. Периодический анализ проводят не реже одного раза в 10 дней по следующим показателям: - массовая доля механических примесей, - давление насыщенных паров (при сдаче нефти из системы магистрального транспорта, при приеме-сдаче между смежными ОАО (ООО) МН), - массовая доля сероводорода и легких меркаптанов, - выход фракций, - содержание хлорорганических соединений, - массовая доля парафина. Показатели «выход фракций» и «массовая доля парафина» определяют при приеме нефти в систему магистральных нефтепроводов и при сдаче нефти на экспорт. При разногласиях в оценке показателей качества нефти, возникших после приемо-сдаточных испытаний вскрывают арбитражной пробы и проводят арбитражный анализ. Объем 19 показателей качества при арбитражном анализе зависит от соглашения сторон. Результаты, полученные при испытании арбитражной пробы, считают окончательными. При ходовом анализе количество и качество сданной и принятой нефти измеряется по СИКН и мерам вместимости каждые два часа, посменно и ежесуточно по состоянию на 24 часа московского времени. Алгоритмы определения массы нефти различными методами. 1. Косвенный метод динамических измерений При косвенном методе динамических измерений, измеряют плотность и объем продукта и вычисляют его массу. Однако температура и давление, при которых измеряют объем и плотность нефти совпадают не всегда. Поэтому массу допускается определять двумя способами: 1) результаты измерений плотности и объема приводят к стандартным условиям, если разность температур при измерениях плотности и объема продукта более 15 °С; 2) результаты измерений плотности продукта приводят к условиям измерений его объема, если разность этих температур менее 15 °С. Сначала рассмотрим первый способ. Масса нефти определяется из выражения (1) где - плотность и объем продукта, измеренные на потоке при различных условиях и приведенные к стандартным условиям (t = 15 ºC). 20 Плотность продукта, приведенную к стандартным условиям при температуре 15°С, , кг/м 3 , вычисляют по формуле: p t д t д 15 K K (2) где - плотность продукта, измеренная при температуре и давлении продукта в преобразователе плотности, кг/м 3 ; К t - поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры на объем продукта, определенный для температуры продукта в преобразователе плотности, вычисляемый по формуле t 15 8 0 1 t 15 exp K t t t , (3) где α t – коэффициент объемного расширения при температуре измерения плотности, определяется в зависимости от полученного значения плотности и температуры по специальным таблицам, 1/ºС; t – температура, при которой измерялась плотность, ºС; К р - поправочный коэффициент, учитывающий влияние давления на объем продукта, определенный для давления продукта в преобразователе плотности, вычисляемый по формуле 3 t p 10 P 1 1 K , (4) где γ t – коэффициент сжимаемости нефти, определяется по таблице, МПа -1 ; Р – давление, при котором производилось измерение плотности, МПа. Объем продукта, приведенный к температуре 15 °С, , м 3 , вычисляют по формуле: p t д t д 15 K K V V (4) где - объем продукта, измеренный при температуре и давлении продукта в преобразователе расхода или счетчике жидкости, м 3 ; 21 К t , К р – поправочные коэффициенты, значения которых вычисляется по формулам (3), (4); при этом в формулы подставляются температура и давление, при которых производилось измерение объема. Более точно определить плотность можно в лабораторных условиях. Для этого используют ареометры или лабораторные плотномеры. В этом случае на измерения оказывает влияние только изменение температуры, и плотность можно определить как t д t д 15 K K , (5) где К – поправка на расширение стекла ареометра К= 1 - 0,000025 (t - t град ) (6) где t град - температура, на которую отградуирован ареометр, °С. В случае использования лабораторного плотномера К=1. В случае приведения результатов измерения плотности на потоке к условиям измерения объема массу продукта , кг можно вычислять по формуле: д д V t д V д е д t д t P P T T 1 V m (7) где α t - коэффициент объемного расширения продукта при температуре измерения плотности; Р v , Р ρ – давление продукта в счетчике и плотномере соответственно, МПа; Т v , Т ρ - температура продукта в счетчике и плотномере соответственно, °С; t - коэффициент сжимаемости продукта при температуре измерения плотности; Аналогично, когда плотность измеряется ареометром массу нефти можно определить из выражения K P T T 1 V m д V t д V д е д t д t (8) 22 2. Косвенный метод статических измерений Массу продукта , кг, при измерениях объема продукта в мерах вместимости и мерах полной вместимости и плотности продукта с помощью преобразователя плотности или в лаборатории в объединенной или точечной пробе и последующем приведении результатов измерений объема и плотности продукта к стандартному условию по температуре вычисляют по формуле: (9) где - плотность и объем продукта, приведенные к стандартному условию по температуре t = 15 °С. Плотность продукта, приведенную к температуре 15 °С, вычисляют по формуле (5*): t c t c 15 K K , (5*) Объем продукта, приведенный к температуре 15 °С, , м 3 , вычисляют по формуле: (10) где V 20 - объем продукта в мере вместимости на измеряемом уровне, определяемый по градуировочной таблице, составленной при температуре 20 °С, или в мере полной вместимости на уровне продукта, соответствующем указателю уровня - температурный коэффициент линейного расширения материала стенки меры вместимости, значение которого принимают равным 12,5·10 -6 1/ºС для стали и 10·10 -6 1/С для бетона; - температурный коэффициент линейного расширения материала средства измерений уровня продукта (например измерительной рулетки с грузом, метроштока, уровнемера K t 23 поплавкового типа и др.). Его значения принимают равными: для нержавеющей стали - 12,5·10 -6 1/ºС; для алюминия - 23·10 -6 1/ºС. T ст - температура стенки меры вместимости, принимаемая равной температуре продукта в мере вместимости , °C; K t - поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры на объем продукта, определенный для температуры продукта в мере вместимости или в мере полной вместимости, вычисляемый по формуле (3). Массу продукта , кг, при приведении плотности продукта, измеренной в лаборатории, к условиям измерений объема продукта в мере вместимости или мере полной вместимости допускается вычислять по формуле: (11) Формула (11) может быть применена при разности температур и T ст не более 15 °С. 3. Гидростатический метод Массу продукта , кг, при измерениях гидростатического давления столба продукта в мерах вместимости вычисляют по формуле: (12) где P - гидростатическое давление столба продукта, Па; S ср - средняя площадь поперечного сечения наполненной части меры вместимости, м 2 ; g - ускорение силы тяжести, м/с 2 Среднюю площадь S cp , м 2 , вычисляют по формуле: (13) α 24 где T ст - температура стенки меры вместимости, принимаемая равной температуре продукта в мере вместимости, °С; Н – высота уровня, на которой измерялся объем, м. Массу продукта m 0 , кг, принятого в меру вместимости или отпущенного из нее, определяют как абсолютное значение разности масс продукта по формуле: m 0 =|m i -m i+1 | (14) где m i , m i+1 - массы продукта, вычисленные по формуле (9) или (11) в начале и конце операции соответственно. Массу нетто товарной нефти m н , кг, вычисляют по формуле: m н =m-m б (15) где m - масса брутто товарной нефти, измеренная одним из методов, кг; m б - масса балласта, кг, вычисляемая по формуле: (16) где W M.B - массовая доля воды в товарной нефти, %; W X.C - массовая доля хлористых солей в товарной нефти, %; W M.П - массовая доля механических примесей в товарной нефти, %. Расчет погрешностей методов учета. При прямом методе динамических измерений погрешностью следует считать погрешность измерений массы продукта с помощью массомера. При прямом методе статических измерений погрешностью следует считать погрешность измерений массы продукта с помощью весов. Пределы допускаемой относительной погрешности измерений 25 массы продукта при косвенном методе динамических измерений m д , % , вычисляют по формуле: (1) где V - относительная погрешность измерений объема продукта, %. p - относительная погрешность измерений плотности продукта, %; - абсолютные погрешности измерений температуры продукта при измерениях его плотности и объема соответственно, °С; α - коэффициент объемного расширения продукта, 1/°С (приложение А); N - предел допускаемой относительной погрешности устройства обработки информации или измерительно-вычислительного комплекса (из сертификата об утверждении типа или свидетельства о поверке), %; G - коэффициент, вычисляемый по формуле: (2) где T V , T p - температуры продукта при измерениях его объема и плотности, °С. Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы продукта при косвенном методе динамических измерений и последующем приведении плотности продукта к условиям измерений его объема вычисляют по формуле: (3) где V П - относительная погрешность измерений объема продукта, %; P П - относительная погрешность измерений плотности продукта, %; 26 T VП - составляющая относительной погрешности измерений массы продукта за счет абсолютных погрешностей измерений температур , %, вычисляемая по формуле: (4) где - абсолютные погрешности измерений температур , °С. Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы продукта при косвенном методе статических измерений , %, вычисляют по формулам: а) для мер вместимости (5) б) для мер полной вместимости (6) где V T - относительная погрешность полной меры вместимости, %; K, H - относительные погрешности составления градуировочной таблицы и измерений уровня продукта соответственно, %; G - коэффициент, вычисляемый по формуле (2); K ф - коэффициент, учитывающий геометрическую форму меры вместимости, вычисляемый по формуле: (7) где H - уровень наполнения, мм; - объем продукта, приходящийся на 1 мм высоты наполнения меры вместимости на измеряемом уровне наполнения, м 3 /мм; 27 V 20 - - объем продукта в мере вместимости на измеряемом уровне наполнения. Значения , V 20 определяют по градуировочной таблице меры вместимости при измеряемом уровне наполнения. Значение K ф для вертикальных цилиндрических резервуаров, танков наливных судов прямоугольной и цилиндрической форм принимают равным единице. Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы продукта при косвенном методе, основанном на гидростатическом принципе, , %, вычисляют по формуле: (8) где P H - относительные погрешности измерений гидростатического давления и уровня продукта, %; K - относительная погрешность составления градуировочной таблицы меры вместимости, %. Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы продукта при проведении учетных операций 5 , %, вычисляют по формулам: а) для косвенного метода статических измерений (9) где где K i , K i+1 - относительные погрешности составления градуировочной таблицы при измеряемых уровнях наполнения меры вместимости H i , H i+1 соответственно, %; 28 K фi , K фi+1 - - коэффициенты, учитывающие геометрическую форму меры вместимости при измеряемых уровнях наполнения меры вместимости H i , H i+1 соответственно; - абсолютные погрешности измерений температур продукта Т P , T V соответственно, °С; б) для косвенного метода, основанного на гидростатическом принципе (10) где где P i , P i+1 Пределы относительной погрешности измерений массы нетто товарной нефти вычисляют по формуле: (11) где W МВ - абсолютная погрешность измерений массовой доли воды в товарной нефти, %; W МП - абсолютная погрешность измерений массовой доли механических примесей в товарной нефти, % W ХС - абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей в товарной нефти, %. Значение m* при применении косвенных методов измерений массы продукта вычисляют по формуле: (12) 29 где m - предел допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти или массы нефтепродукта косвенными методами, %. При применении прямых методов измерений массы продукта значение m* принимают равным относительной погрешности измерений массы продукта с помощью массомера или весов. |