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

(утв. Постановлением Госстандарта СССР от 26.08.1986 № 2495)

ИСТОРИЯ ИЗМЕНЕНИЙ НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКИХ АКТОВ

flowchart LR
  n0["ГОСТ 8.370-80"]:::rst
  n1["ГОСТ 8.378-80"]:::rst
  n2["ГОСТ 26976-86"]:::rst
  click n2 "https://bukva.ai/docs/gost-26976-86" "ГОСТ 26976-86. Нефть и нефтепродукты. Методы измерения массы (утв. Постановлением Госстандарта СССР от 26.08.1986 N 2495)"
  n3["ГОСТ Р 8.595-2002"]:::rst
  click n3 "https://bukva.ai/docs/gost-r-57817-2017" "ГОСТ Р 8.595-2002. Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений (принят и введен в действ"
  n4["ГОСТ Р 8.595-2004"]:::rst
  click n4 "https://bukva.ai/docs/sp-svod-pravil-sp-39-13330-2012" "ГОСТ Р 8.595-2004. Национальный стандарт Российской Федерации. Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам вы"
  n5["ГОСТ 8.587-2019"]:::doc
  click n5 "https://bukva.ai/docs/gost-33166-5-2020" "ГОСТ 8.587-2019. Межгосударственный стандарт. Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти и нефтепродуктов. Методики (методы) измерений (введен в действие П"
  n2 --> n3
  n0 --> n2
  n1 --> n2
  n3 --> n4
  n4 --> n5
classDef rst fill:#FFEBEB,stroke:#8B0000,color:#000;
classDef doc fill:#EBFFEB,stroke:#006400,color:#000;
classDef notEnt fill:#FFFFEB,stroke:#FF8C00,color:#000;

от 26 августа 1986 г. № 2495

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ СОЮЗА ССР

НЕФТЬ И НЕФТЕПРОДУКТЫ

МЕТОДЫ ИЗМЕРЕНИЯ МАССЫ

Petroleum and petroleum products. Methods of mass measurement

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.

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:

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;

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

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.

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.

Обязательное

И ИХ ПОГРЕШНОСТЕЙ

1. Модель объемно-массового динамического метода

где m — масса продукта, кг;

V — объем продукта, м3;

\rho — плотность продукта, кг/м3;

\delta_{t} = (t_{\rho} - t_{v}) — разность температур продукта при измерении плотности ( t_{\rho} ) и объема ( t_{v} ), °С;

\beta — коэффициент объемного расширения продукта, 1/°С;

\delta_{\rho} = (P_{v} - P_{\rho}) — разность давлений при измерении объема ( P_{v} ) и плотности ( P_{\rho} ), МПа;

\gamma — коэффициент сжимаемости от давления, 1/МПа.

1.1 Модель погрешности метода

\Delta m = \pm 1,1 \sqrt{\Delta V^{2} + \Delta\rho^{2} + (\beta \frac{\Delta\delta_{t}}{1 + \beta\delta_{t}} \cdot 100)^{2} + \Delta M^{2}} , (2)

где \Delta m — относительная погрешность измерения массы продукта, %;

\Delta V — относительная погрешность измерения объема, %;

\Delta\rho — относительная погрешность измерения плотности, %;

\Delta\delta_{t} — абсолютная погрешность измерения разности температур \delta_{t} , °С;

\Delta M — относительная погрешность центрального блока обработки и индикации данных, %.

2. Модель объемно-массового статического метода

m = m_{i} - m_{i + 1} = V_{i}(1 + 2\alpha\delta_{t_{i}\text{ст}})\rho_{i}(1 + \beta\delta_{t_{i}}) - V_{i + 1}(1 + 2\alpha\delta_{t_{(i + 1)\text{ст}}}) \times \rho_{i + 1}(1 + \beta\delta_{t_{(i + 1)}}) , (3)

где V_{i} , V_{i + 1} — объемы продукта, соответственно, в начале и конце товарной операции, определяемые по градуировочной таблице резервуара, м3;

\rho_{i} , \rho_{i + 1} — средние плотности продукта, соответственно, в начале и в конце товарной операции, кг/м3;

\alpha — коэффициент линейного расширения материала стенок резервуара, 1 °С;

\delta_{t_{\text{ст}}} = (t_{v} - t_{\text{гр}}) — разность температур стенок резервуара при измерении объема ( t_{v} ) и при градуировке ( t_{\text{гр}} ), °C.

2.1 Модель погрешности метода

, (4)

где H — уровень продукта, в емкости, м;

\Delta H — абсолютная погрешность измерения уровня наполнения продукта, м;

\Delta K — относительная погрешность градуировки резервуара, %.

3. Модель гидростатического метода

m = (S_{i} \frac{P_{i}}{g} - S_{i + 1} \frac{P_{i + 1}}{g}) (5) или

m = \frac{\xi P}{g} \cdot S_{\text{ср}} , (6)

где S_{i} ; S_{i + 1} — средние значения площади сечения резервуара, соответственно в начале и в конце товарной операции, м2, определяемые как S = \frac{V}{H} (V — объем продукта, м3, H — уровень наполнения емкости, м);

S_{\text{ср}} = \frac{V_{i} - V_{i + 1}}{H_{i} - H_{i + 1}} — среднее значение площади сечения части резервуара, из которой отпущен продукт, м2;

g — ускорение свободного падения, м/с2;

P_{i} ; P_{i + 1} — давление продукта в начале и в конце товарной операции, Па;

\xi P = P_{i} - P_{i + 1} — разность давлений продукта в начале и в конце товарной операции, Па.

3.1 Модель погрешности метода

для формулы (5)

\Delta m = \pm 1,1 \sqrt{\frac{P_{i}^{2} \cdot S_{i}^{2}}{g^{2}} \cdot \frac{\Delta S_{i}^{2} + \Delta P_{i}^{2}}{m^{2}} + \frac{P_{i + 1}^{2} \cdot S_{i + 1}^{2}}{g^{2}} \cdot \frac{\Delta S_{i + 1}^{2} + \Delta P_{i + 1}^{2}}{m^{2}} + \Delta M^{2}} , (7)

где \Delta S_{i} , \Delta S_{i + 1} — относительные погрешности измерения сечения резервуара, соответственно, в начале и в конце товарной операции, %;

\Delta P_{i} , \Delta P_{i + 1} — относительные погрешности измерения давлений, соответственно, в начале и в конце товарной операции, %;

\Delta\xi P — относительная погрешность измерения разности давлений \xi P , %;

\Delta S_{\text{ср}} — 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:

m_{\text{н}} = m - m_{\text{б}} = V_{\rho}(1 + \beta\delta_{t})(1 + \gamma\delta_{\rho})(1 - \frac{\omega_{\text{мп}}}{2 \cdot 100}) - V(1 + \beta\delta_{t}) \cdot (\frac{\varphi_{\text{в}}}{100} \cdot \rho_{\text{в}} + \omega_{\text{хс}}) . (9)

При применении гидростатического метода измерений массы:

m_{\text{н}} = m - m_{\text{б}} = m(1 - \frac{\frac{\varphi_{\text{в}}}{100} \cdot \rho_{\text{в}} + \omega_{\text{хс}}}{\rho})(1 - \frac{\omega_{\text{мп}}}{2 \cdot 100}) , (10)

где m_{\text{н}} — масса нефти нетто, кг;

m_{\text{б}} — масса балласта, кг;

\varphi_{\text{в}} — объемная доля воды в нефти, %;

\rho_{\text{в}} — плотность воды, кг/м3;

\omega_{\text{хс}} — концентрация хлористых солей, кг/м3;

\omega_{\text{мп}} — нормированная массовая доля механических примесей в нефти, %.

4.1 Модели погрешности методов

для формулы (9)

, (11)

для формулы (10)

, (12)

где \Delta\rho_{\text{в}} — абсолютная погрешность измерения плотности воды, кг/м3;

\Delta\varphi_{\text{в}} — абсолютная погрешность измерения содержания воды, % объемных;

\Delta\omega_{\text{хс}} — абсолютная погрешность измерения концентрации хлористых солей, кг/м3.

Примечание. Погрешности измерения параметров \beta , \gamma , \delta_{p} , \alpha , \delta_{t_{\text{ст}}} , \delta_{w_{\text{мп}}} в моделях погрешностей методов не учитывают ввиду их малого влияния.

Справочное

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) \Delta V = \pm 0,2\% ;

поточный плотномер с абсолютной погрешностью \delta_{\rho} = \pm 1,3 кг/м3;

термометры с абсолютной погрешностью \Delta t = \pm 0,5 °С;

манометры класса I с верхним пределом диапазона измерения P_{max} = 10 МПа.

Обработка результатов измерений производится на ЭВМ с относительной погрешностью \Delta M = \pm 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 при измерении объема t_{v} = 32 °C;

давление при измерении объема P_{v} = 5,4 МПа;

температуру продукта при измерении плотности t_{\rho} = 30 °C;

давление при измерении плотности P_{\rho} = 5,5 МПа;

плотность продукта \rho = 781 кг/м3.

1.4 По справочникам определяют:

коэффициент объемного расширения продукта \beta = 8 \cdot 10^{- 4} 1/°C;

коэффициент сжимаемости продукта от давления \gamma = 1,2 \cdot 10^{- 3} 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

\Delta\rho = \frac{\delta_{\rho}}{\rho_{min}} \cdot 100\% = \frac{1,3}{750} \cdot 100\% = 0,17\% ,

где \rho_{min} — минимальное допускаемое в методике выполнения измерений (МВИ) значение плотности продукта;

абсолютную погрешность измерения разности температур

\Delta\delta_{t} = \pm \sqrt{\Delta t_{v}^{2} + \Delta t_{\rho}^{2}} = \pm \sqrt{0,5^{2} + 0,5^{2}} = \pm 0,7 °С.

1.7. При определении погрешности метода учитывают, что она достигает максимума при максимально допускаемом превышении температуры t_{v} над температурой t_{\rho} , 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:

\Delta m = \pm 1,1 \sqrt{0,2^{2} + 0,17^{2} + 8 \cdot 10^{- 4}[\frac{0,7 \cdot 100}{1 + 8 \cdot 10^{- 4} \cdot (- 10)}]^{2} + 0,1^{2}} = \pm 0,33\% .

2. Объемно-массовый 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 \Delta K = \pm 0,1\% при температуре t_{\text{гр}} = 18 °С;

уровнемер с абсолютной погрешностью \Delta H = \pm 12 мм;

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

термометры с абсолютной погрешностью \Delta t = \pm 1 °С.

Обработка результатов измерений производится на ЭВМ с относительной погрешностью \Delta M = \pm 0,1\% .

2.2 При измерениях перед отпуском продукта получены следующие результаты:

высота налива продукта H_{i} = 11,574 м;

плотность продукта из объединенной пробы в лабораторных условиях при температуре t_{\rho_{i}} = 22 °С, \rho_{i} = 787 кг/м3;

средняя температура продукта в резервуаре t_{v_{i}} = 34 °C;

температура окружающего воздуха t_{i} = -12 °С.

2.3 При измерениях после отпуска продукта получены следующие результаты:

высота налива продукта H_{i + 1} = 1,391 м;

плотность продукта из объединенной пробы в лабораторных условиях при температуре t_{\rho_{i + 1}} = 22 °С, \rho_{i + 1} = 781 кг/м3;

средняя температура продукта в резервуаре t_{v_{i + 1}} = 32 °C;

температура окружающего воздуха t_{i + 1} = -18 °С.

2.4 По справочникам определяют:

коэффициент линейного расширения материала стенок резервуара

коэффициент объемного расширения продукта

2.5 По градуировочной таблице резервуара определяют:

объем продукта в резервуаре перед отпуском V_{i} = 10673,7 м3;

объем продукта в резервуаре после отпуска V_{i + 1} = 1108,2 м3.

2.6 Вычисляют температуру стенок резервуара:

перед отпуском продукта

после отпуска продукта

t_{v_{i + 1}} = \frac{t_{v_{i + 1}} - t_{i + 1}}{2} = \frac{32 - 18}{2} = 7 °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:

2.9. При определении погрешности метода учитывают, что она достигает максимума при максимальном для данного резервуара значения H_{i_{max}} , указанном в паспорте на резервуар, а также при минимальной разности (H_{i} - H_{i + 1})_{min} и максимальном превышении температуры t_{v} над температурой t_{\rho} , которые должны указываться в МВИ.

2.9.1. В рассматриваемом случае, например, используют резервуар с H_{i_{max}} = 12 м и заданы (H_{i} - H_{i + 1})_{min} = 8 м и следовательно H_{(i + 1)_{max}} = 4 м и (t_{\rho_{i}} - t_{v_{i}})_{min} = (t_{\rho_{i + 1}} - t_{v_{i + 1}})_{min} = -10 °С.

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

V_{i_{max}} = 11112,1 м3, V_{(i + 1)_{max}} = 3566,4 м3 и V = (V_{i_{max}} - V_{(i + 1)_{max}}) = 7545,7 м3.

2.9.3 Для расчета погрешности определяют значения

\frac{m_{i_{max}}^{2}}{m^{2}} = \frac{V_{i_{max}}^{2}}{V^{2}} = \frac{11112,1^{2}}{7545,7^{2}} = 2,169 и

\frac{m_{(i + 1)_{max}}^{2}}{m^{2}} = \frac{V_{(i + 1)_{max}}^{2}}{V^{2}} = \frac{3566,4^{2}}{7545,7^{2}} = 0,223 .

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 \Delta K = \pm 0,1\% при температуре t_{\text{гр}} = 18 °С;

уровнемер с абсолютной погрешностью \Delta H = \pm 12 мм;

дифференциальный манометр с относительной погрешностью \Delta P_{i} = \Delta P_{i + 1} = \pm 0,25\% .

Обработка результатов измерений производится на ЭВМ с относительной погрешностью \Delta M = \pm 0,1\% .

3.2 При измерениях получены результаты:

высота налива продукта перед отпуском H_{i} = 10,972 м;

дифференциальное давление перед отпуском P_{i}\prime = 86100 Па;

высота налива продукта после отпуска H_{i + 1} = 1,353 м;

дифференциальное давление после отпуска P_{i + 1} = 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 V_{i} = 10581,4 м3;

объем продукта после отпуска V_{i + 1} = 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 \rho_{\text{в}} — плотность воздуха, кг/м3.

3.6 Массу отпущенного продукта вычисляют по формуле (5) или (6), соответственно:

или

m = \frac{74200}{9,815} \cdot 965,2 = 7296774,3 кг = 7,3 тыс. т.

3.7. При определении погрешности метода учитывают, что она достигает максимума при максимальном для данного резервуара значения H_{i_{max}} , указанного в паспорте на резервуар, а также при минимальном значении отпущенного продукта m_{min} и его максимальной плотности \rho_{max} , которые должны указываться в МВИ.

3.7.1. В рассматриваемом случае, например, используют резервуар с H_{i_{max}} = 12 м и заданными m_{min} = 7000 т и \rho_{max} = 860 кг/м3.

3.7.2. По градуировочной таблице резервуара определяют объем V_{i_{max}} = 11112,1 м3, соответствующий H_{i_{max}} , рассчитывают минимальное изменение объема \Delta V и максимальное значение объема V_{(i + 1)_{max}} :

\Delta V = \frac{m_{min}}{\rho_{max}} = \frac{7000000}{860} = 8139,5\text{м}^{3} и

V_{(i + 1)_{max}} = V_{i_{max}} - \Delta V = 2972,6\text{м}^{3} .

По градуировочной таблице резервуара определяют уровень H_{(i + 1)_{max}} = 3,25 м, соответствующий V_{(i + 1)_{max}} .

3.8 Для расчета погрешности определяют

максимальное значение давления столба продукта перед отпуском:

после отпуска:

среднее значение площади сечения резервуара, соответствующее H_{i_{max}} и H_{(i + 1)_{max}}

S_{i} = \frac{V_{i_{max}}}{H_{i_{max}}} = \frac{1112,1}{12} = 926\text{м}^{2} ,

S_{i + 1} = \frac{V_{(i + 1)_{max}}}{H_{(i + 1)_{max}}} = \frac{2972,6}{3,25} = 914,6\text{м}^{2} ;

относительную погрешность измерения разности давлений

3.9. Погрешность гидростатического метода определяют по формуле (7) или (8) Приложения 2, соответственно:

\Delta m = \pm 1,1 \sqrt{0,353^{2} + 0,1^{2} + 0,1^{2}} = \pm 0,42\% .

Примечание. В данных расчетах за погрешность \Delta S_{i} , \Delta S_{(i + 1)} и \Delta S_{\text{ср}} принимается погрешность градуировки резервуара \Delta K , равная 0,1%, так как погрешность измерения уровня при применении метода градуировки по ГОСТ 8.380-80 не указывает существенного влияния на погрешность измерения площадей.

4. Методы измерения массы нефти нетто

4.1. При измерении массы нефти брутто были использованы средства измерений и получены результаты, приведенные в пп. 1 и 3.

4.2 Дополнительно для измерения массы нефти нетто были использованы:

влагомер с абсолютной погрешностью \Delta\varphi_{\text{в}} = \pm 0,18\% (по объему),

солемер с абсолютной погрешностью \Delta\omega_{\text{хс}} = \pm 0,25 кг/м3,

ареометр для измерения плотности воды с абсолютной погрешностью \Delta\rho_{\text{в}} = 0,5 кг/м3.

4.3 По результатам измерений за время отпуска продукта вычисляют следующие параметры (средние арифметические значения):

объемную долю воды в нефти \varphi_{\text{в}} = 0,7% (по объему);

концентрацию хлористых солей в нефти \omega_{\text{хс}} = 1,2 кг/м3;

плотность воды, содержащейся в нефти \rho_{\text{в}} = 1050 кг/м3.

4.4. Массовая доля механических примесей в нефти принимается равной предельному значению по ГОСТ 9965-76, \omega_{\text{мп}} = 0,05% (по массе).

4.5. При применении объемно-массового метода (см. п. 1) массу нефти нетто определяют по формуле (9) Приложения 2:

4.6 При применении гидростатического метода (см. п. 3) предварительно определяют:

\rho = \frac{\xi P}{g(H_{i} - H_{i + 1})} = \frac{74200}{9,815(10,972 - 1,353)} = 785,9 кг/м3.

Массу нефти в этом случае определяют по формуле (10) Приложения 2:

4.7. При определении погрешностей методов учитывается, что они достигают максимума при максимально допускаемых значениях плотности воды \rho_{\text{в}} , содержания воды \varphi_{\text{в}} и концентрации хлористых солей \omega_{\text{хс}} в нефти, при максимальном превышении температуры t_{v} над температурой t_{\rho} и минимально допускаемом значении плотности нефти \rho , которые должны указываться в МВИ.

4.7.1 В рассматриваемом случае, например, в МВИ заданы:

4.8 Погрешность объемно-массового метода измерения массы нефти нетто по формуле (11) Приложения 2:

4.8.1. При применении объемно-массового статического метода (см. п. 2) погрешность определяют также по формуле (11) Приложения 2, однако требуется определить погрешность косвенного измерения объема \Delta V , которую рассчитывают по формуле:

4.9. Для расчета погрешности гидростатического метода измерения массы нефти предварительно определяют абсолютную погрешность измерения плотности (см. п. 3)

Погрешность гидростатического метода измерения массы нефти нетто вычисляют по формуле (12) Приложения 2: