Лента новостей RSSRSS КалькуляторыКалькуляторы Вопросы экспертуВопросы эксперту Перейти в видео разделВидео

ГОСТ 26976-86

Нефть и нефтепродукты. Методы измерения массы

Заменен на ГОСТ Р 8.595-2002: Общие требования к методикам выполнения измерений
Действие завершено 01.06.2003
Утратил силу в РФ
Заменяет ГОСТ 8.370-80

Документ «Нефть и нефтепродукты. Методы измерения массы» был заменен.

Скрыть дополнительную информацию

Дата введения: 01.01.1987
Заверение срока действия: 01.06.2003
26.08.1986 Утвержден Госстандарт СССР
Издан Издательство стандартов
Разработан Минприбор СССР
Разработан Миннефтепром СССР
Разработан Госкомнефтепродукт СССР
Статус документа на 2016: Неактуальный

Страница 1

Страница 2

Страница 3

Страница 4

Страница 5

Страница 6

Страница 7

Страница 8

Страница 9

Страница 10

Страница 11

Страница 12

Страница 13

Страница 14

Страница 15

Страница 16

Цена 5 кеп.

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ СОЮЗА ССР

НЕФТЬ И НЕФТЕПРОДУКТЫ

МЕТОДЫ ИЗМЕРЕНИЯ МАССЫ

ГОСТ 26976-86

Издание официальное

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР ПО СТАНДАРТАМ Москва

РАЗРАБОТАН Миннефтепромом СССР, Г оскомнефтепродук-том СССР и Минприбором СССР

ИСПОЛНИТЕЛИ

A.    С. Дпракин, А. Ш. Фатхутдинов, Ф. Ф. Хакимов, Л. И. Вдовиченко»

B.    С. Берсенев, В. А. Надеин, В. Г. Володин, Н. Н. Хазиев, Е. В. Золотов» А. Г. Иоффе, Б. К. Насокин, Б. М. Прохоров

ВНЕСЕН Министерством нефтяной промышленности СССР

Член Коллегии Ю. Н. Байдиков

УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Постановлением Государственного комитета СССР по стандартам от 26 августа 1986 г. № 2495

ГОСТ 26976-86 Стр. 9

средняя температура продукта в резервуаре ^.+1=32°С; температура окружающего воздуха —18°С.

2.4. По справочникам определяют:

коэффициент линейного расширения материала стенок резервуара

а=1210“61/°С;

коэффициент объемного расширения продукта

P-8-I<r*I/°C.

2.5.    По градуировочной таблице резервуара определяют: объем продукта в резервуаре перед отпуском К* = 10673,7 м3; объем продукта в резервуаре после отпуска 1Л+1= 1108,2 м3.

2.6.    Вычисляют температуру стенок резервуара: перед отпуском продукта

34—12

—--И°С'

после отпуска продукта

Ч+1~~'ж '1+Г    2

32—18

—7° С.

2.7.    Массу отпущенного продукта определяют по формуле (3) приложения 2:

/я=10673,7-[1+2121СГ6(11—18)]-784 [1+81(Г*(22—34)]—1108.2Х X[l+2-12-10“5- (7—18)] -781 • (1 +8 • 10“4 • (22—32) ]=8286454-858353= =7428101 кг=7430 т.

2.8.    Для определения погрешности метода вычисляют: относительную погрешность измерения плотности продукта

К    ±0,5

ДР=—р—. 100%=—— 100%=-0,066%:

Pmin    750

абсолютную погрешность измерения разности температур:

Д5,=± 1^А^+ДгпР=± V 12+1а =1|4°С.

2.9. При определении погрешности метода учитывают, что она достигает максимума при максимальном для данного резервуара значении Н *тах, указанном в паспорте на резервуар, а также при минимальной разности (Hi—mm и максимальном превышении температуры tv над температурой t р, которые должны указываться в МВИ.

2.9.1.    В рассматриваемом случае, например, используют резервуар с //|fnax=12 м и заданы (Hi—HiJri)mjn= 8 м следовательно 7/(i+i)max —4 м) и

(*pj—"ЛгР mln = (^p^j    min—    Ю°С.

2.9.2.    По градуировочной таблице резервуара определяют объемы, соответствующие уровням п. 2.9.1.:

^тах=1Ш2,1 м3, V(t+i) тах=3566,4 м3 и V={Vlmtx-Vll+U тах)=7545,7м».

УДК 665.6:531751:006.354    Группа    Б09

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ СОуЮЗА ССР

НЕФТЬ И НЕФТЕПРОДУКТЫ Методы измерения массы

Oil and petroleum products. Methods of mass measurement

ОКСТУ 0001

гост

26976-86

Взамен ГОСТ 8.370-80 и ГОСТ 8.378-80

Постановлением Государственного комитета СССР по стандартам от 26 августа 1986 г. № 2495 срок введения установлен

с 01.01.87

Несоблюдение стандарта преследуется по закону

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.

Издание официальное ★

Перепечатка воспрещена © Издательство стандартов, 1986

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.

Содержание воды в нефти и концентрацию хлористых солей измеряют, соответственно, поточными влагомерами и солемерами или определяют по результатам лабораторных анализов объединенной пробы нефти.

2.3.1.4.    В зависимости от способа измерений объема продукта объемно-массовый метод подразделяют на динамический и, статический.

Динамический метод применяют при измерении массы продукта непосредственно на потоке в нефтепродуктопроводах. При этом объем продукта измеряют счетчиками или преобразователями расхода с интеграторами.

Статический метод применяют при измерении массы продукта в градуированных емкостях (вертикальные и горизонтальные резервуары, транспортные емкости и т. п.).

Объем продукта в резервуарах определяют с помощью градуировочных таблиц резервуаров по значениям уровня наполнения, измеренным уровнемером, метроштоком или металлической измерительной рулеткой. В емкостях, градуированных на полную вместимость, контролируют уровень наполнения, и определяют объем по паспортным данным.

2.3.2. Гидростатический метод

2.3.2.1. При применении гидростатического метода измеряют гидростатическое давление столба продукта, определяют среднюю площадь заполненной части резервуара и рассчитывают массу продукта, как произведение значений этих величин, деленное на ускорение силы тяжести.

Массу отпущенного (принятого) продукта определяют двумя методами:

ГОСТ 26976-86 Стр. 3

как разность масс, определенных в начале и в конце товарной операции вышеизложенным методом;

как произведение разности гидростатических давлений в начале и в конце товарной операции на среднюю площадь сечения части резервуара, из которого отпущен продукт, деленное на ускорение силы тяжести.

2.3.2.2.    Гидростатическое давление столба продукта измеряют манометрическими приборами с учетом давления паров продукта.

2.3.2.3.    Для определения средней площади сечения части резервуара металлической измерительной рулеткой или уровнемером измеряют уровни продукта в начале и в конце товарной операции и по данным градуировочной таблицы резервуара вычисляют соответствующие этим уровням средние площади сечения.

Допускается вместо измерения уровня измерять плотность продукта по п. 2.3.1.2 и определять:

уровень налива для определения средней площади сечения, как частного от деления гидростатического давления на плотность;

объем нефти для определения массы балласта, как частного от деления массы на плотность.

2.4. Математические модели прямых методов и их погрешностей приведены в ГОСТ 8.404-81.

Математические модели косвенных методов и их погрешностей приведены в обязательном .приложении 2.

Примеры вычислений массы продукта и оценки погрешностей методов приведены в справочном приложении 3.

Примечание. Для внешнеторговых организаций шэи необходимости допускается рассчитывать массу в соответствии с положениями стандарта ИСО 91/1—82 и других международных документов, признанных в СССР.

3. ПОГРЕШНОСТИ МЕТОДОВ ИЗМЕРЕНИЯ

3.1. Пределы относительной погрешности методов измерения массы должны быть не более: при прямом методе:

±0,5%—при измерении массы нетто нефтепродуктов до 100 т, а также массы нетто битумов;

±>0,3% —при измерении массы нетто пластических смазок; при объемно-массовом динамическом методе:

±0,25% —при измерении массы брутто нефти;

±0,35% —при измерении массы нетто нефти;

±0,5%—при измерении массы нетто нефтепродуктов от 100 т и выше;

±0,8% —при измерении массы нетто нефтепродуктов до 100 т и отработанных нефтепродуктов;

Стр. 4 ГОСТ 26976-86

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

I. Модель объемно-массового динамического метода m=K-p(l+^)(l+78p),    (1)

где m — масса продукта, кг;

V—объем продукта, м3; р—плотность продукта, кг/м3;

(fp—tv) — разность температур продукта при измерении плотности (?р) и объема (tv), *С;

£ — коэффициент объемного расширения продукта, 1/°С;

^^(Р^—Рр)—разность давлений при измерении объема (Pv) и плотности (*Р ), МПа;

у— коэффициент сжимаемости от давления, 1/МПа.

1.1. Модель погрешности метода

ГОСТ 26976-86 Стр. 5

•10о|2+ДЛ12 .    (2)

где Ат — относительная погрешность измерения массы продукта, %;

AV—относительная погрешность измерения объема, %;

А©— относительная погрешность измерения плотности, %;

Дб« — абсолютная погрешность измерения разности температур б/, °С;

ДМ — относительная погрешность центрального блока обработки и индн* кации данных, %;

2. Модель объемн о-м ассового статического метода т=тг_ОТ/+1=КД 1+2 ab t(ст) Pi (1-hpB /f) -VJ+1 (1 +2<Л/(Ж) ст

Д/п=±1,1

Д^2+Др2+ Р

Х'|+1 H+PW-    (3)

где Vi, Vi+i— объемы продукта, соответственно, в начале и конце товарной операции, определяемые по градуировочной таблице резервуара, м3;

Qil (М+1 — средние плотности продукта, соответственно, в начале и в конце товарной операции, кг/м3; а — коэффициент линейного расширения материала стенок резервуара, 1°С;

AtcT~(tv—tTV)—разность температур стенок резервуара при измерении объема (М и при градуировке <^гр), °С.

2.1. Модель погрешности метода

Am— ±1,1

А Н

100

mlri[ ( ДЯ

юа L 1яг+1

•100

2

+Д/С2+Др2+

( {m‘i    \

[-ТШГ-100)

•100

2'

+ДМ2

21

+

(4)

где Я—уровень продукта, в емкости, м;

АН — абсолютная погрешность измерения уровня наполнения продукта, м;

АК—относительная погрешность градуировки резервуара, %.

3. Модель гидростатического метода

Pi

m—l si g ~si+i g

(5) или m=--Sep» (6>

£

где Sf, Si+l — средние значения площади сечения резервуара, соответственна, в начале и в' конце товарной операции, м2, определяемые

как 5—■

Я

(V —объем продукта, м3, Я—уровень наполнения емкости, м];

SCn= ”—"    — среднее значение площади сечения части резервуара,    и»

1

Vi-VH,

которой отпущен продукт, м-

Стр. 6 ГОСТ 26976-86

g — ускорение свободного падения, м/с2;

/>,; Pi_i — давление продукта в начале и в конце товарной операции, Па;

IP-Pi-P i+i — разность давлений продукта в начале и в конце . товарной операции, Па.

3.1. Модель погрешности метода для формулы (5)

Дда=±1,1

~Р т*

t+y^l+l

A5?+1+APf+|

т2

+*М*9 (7)

для формулы (6)

Дт=±1,1 ]/"Д^РН-Л^р+Д/И2(

(8)

где AS,+] — относительные погрешности измерения сечения резервуара, соответственно, в начале и в конце товарной операции, %; АР{, ЛРг+1 — относительные погрешности измерения давлений, соответственно, в начале и в конце товарной операции, %;

А%Р — относительная погрешность измерения разности давлений

%;

ASср — относительная погрешность измерения среднего значения площади сечения резервуара, из которой отпущен продукт, %ь 4. Модели измерения массы нетто нефти При применении объемно-массового метода измерения массы:

mH=m-m6=Fp(l+fi8,)(l+T8p) (l-~—^)-К(1+р8,) (— Рв+®хс )• <9>

При применении гидростатического метода измерений массы:

mH=m—Мб=т

/

1

100

• Рв+^хс

р

('

«W \

2100 у

(Ю>

где Шц— масса нефти нетто, кг; те — масса балласта, кг; фв — объемная доля воды в нефти, %; qb — плотность воды, кг/м3;

Wx.с —концентрация хлористых солей, кг/м3;

wnп—нормированная массовая доля механических примесей в нефти,

4.1. Модели погрешности методов для формулы (9)

Am н'—*    1»1

г

+

для формулы (10)

ГОСТ 26976-86 Стр. 7

где Ара — абсолютная погрешность измерения плотности воды, кг/м3;

Д<Рв — абсолютная погрешность измерения содержания воды, % объемных;

Azwx.c —абсолютная погрешность измерения концентрации хлористых солей, кг/м3;

Пр имечание. Погрешности измерения параметров р, 8р, а, 5<ст, bw в моделях погрешностей методов не учитывают ввиду их малого влияния.

ПРИЛОЖЕНИЕ Э Справочное

ПРИМЕРЫ ВЫЧИСЛЕНИЙ МАССЫ ПРОДУКТА И ОЦЕНКИ ПОГРЕШНОСТЕЙ МЕТОДОВ

1. О б ъ е м н о-м ассовый 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) ДУ=±0,2%;

поточный плотномер с абсолютной погрешностью 6 Р =±1,3 кг/м3; термометры с абсолютной погрешностью Д*=±0,5°С;

манометры класса I с верхним пределом диапазона измерения Ртах— Ю МПа.

Обработка результатов измерений производится на ЭВМ с относительной погрешностью ДМ =±0,1%.

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 цри измерении объема /„ = 32°С; давление при измерении объема PV = 5A МПа; температуру продукта при измерении плотности /р =30°С; давление при измерении плотности Р р =5,5 МПа; плотность продукта о = 781 кг/м3.

Op. 8 ГОСТ 26*76—86

1.4.    По справочникам определяют:

коэффициент объемного расширения продукта 3=8-10“4 1/°С; коэффициент сжимаемости продукта от давления 1,2 • 10“31/МПа.

1.5.    Массу прошедшего по трубопроводу продукта вычисляют по формуле (1)

/п=687344-781-[1+8-10“4 (30—32)]-[1+1,2-10”3(5,4—5,5)]=

=535892444 кг=535,9 тыс. т.

1.6.    Для определения погрешности метода вычисляют: относительную погрешность измерения плотности по формуле

Др=—— 100%=-—-100%=0,17%,

Pmln    750

где Qmin — минимальное допускаемое в методике выполнения измерений (МВИ) значение плотности продукта; абсолютную погрешность измерения разности температур

Д&,= ± Y btl+M2==±V 0,54+0,52=±0,7°С.

1.7.    При определении погрешности метода учитывают, что она достигает максимума при максимально допускаемом превышении температуры tv над температурой , которое должно указываться в МВИ. Для примера принимаем, что в МВИ задано значение Ю°С.

1.8.    Погрешность объемно-массового динамического метода измерения вычисляют по формуле (2) приложения 2:

Am=±l,l "j/0,22+0,174-8- Ю~4[т^^Т^гГ*0,12=±0, 33%.

2. О б ъ е м н о-м ассовый статический метод

2.1.    При применении объемно-массового статического метода использованы следующие средства измерений:

стальной вертикальный цилиндрический резервуар вместимостью 10000 м3, отградуированный с относительной погрешностью Л/С ==±=0,1% при температуре / — 18°С;

уровнемер с абсолютной погрешностью Л// =±12 мм;

ареометр для нефти (нефтеденсиметр) с абсолютной погрешностью Дд = 0,5 кг/м3;

термометры с абсолютной погрешностью Д^=±1°С,

Обработка результатов измерений производится на ЭВМ с относительной погрешностью AM =*±0,1 % ■

2.2.    При измерениях перед отпуском продукта получены следующие результаты:

высота налива продукта Я< = 11,574 м;

плотность продукта из объединенной пробы в лабораторных условиях при температуре t Р — 22°С @i = 787 кг/м3;

средняя температура продукта в резервуаре tv% =34°С;

температура окружающего воздуха /г =—12°С.

2.3.    При измерениях после отпуска продукта получены следующие резуль

таты:

высота налива продукта Яг + 1 = 1,391 м;

плотность продукта из объединенной пробы в лабораторных условиях при температуре tn — 22°С — Qi+\ — 781 кг/м3рН-1

Сохраните страницу в соцсетях:
Другие документы раздела "Прочие"
РАЗДЕЛЫ САЙТА

НОРМАТИВНЫЕ
ДОКУМЕНТЫ

ПРИСОЕДИНЯЙТЕСЬ