API 2540 руководство по нефтяным измерительным стандартам

БИБЛИОГРАФИЯ МИ 2153-2001. Государственная система обеспечения единства измерений. Плотность нефти при учетно-расчетных операциях. Методика выполнения измерений ареометром ASTM Д 1250-80. Стандартное руководство по применению таблиц измерения параметров нефти и нефтепродуктов МИ 2525-99. Государственная система обеспечения единства измерений. Рекомендации по метрологии государственных научных метрологических центров Госстандарта России. Порядок разработки МИ 2561-99. Государственная система обеспечения единства измерений. Порядок разработки перечней организаций, которым должны быть разосланы на отзыв проекты нормативных документов ГСИ МИ 2377-98. Государственная система обеспечения единства измерений. Разработка и аттестация методик выполнения измерений МИ 2174-91. Государственная система обеспечения единства измерений. Аттестация алгоритмов и программ обработки данных при измерениях. Основные положения Государственная система обеспечения единства измерений. Положение о формировании, ведении и издании Федерального реестра методик выполнения измерений, применяемых в сферах распространения государственного метрологического контроля и надзора МИ 2552-99. Государственная система обеспечения единства измерений. Применение «Руководства по выражению неопределенности измерений» МИ 1552-86. Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения прямые однократные. Оценивание погрешностей результатов измерений МИ 2083-90. Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения косвенные. Определение результатов измерений и оценивание их погрешностей МИ 1317-86. Государственная система обеспечения единства измерений. Результаты и характеристики погрешности измерений. Формы представления. Способы использования при испытаниях образцов продукции и контроле их параметров МИ 1967-89. Государственная система обеспечения единства измерений. Выбор методов и средств измерений при разработке методик выполнения измерений. Общие положения ПР 50.2.009-94. Государственная система обеспечения единства измерений. Порядок проведения испытаний и утверждения типа средств измерений с Изменением N 1 API 2540. Руководство по нефтяным измерительным стандартам (таблица 54А, главы с 11.1.54.1 по 11.1.54.3, том X, первая редакция, август 1980; глава 11, раздел 2.1 М. Коэффициенты сжимаемости для углеводородов, август 1984) МИ 2543-99. Государственная система обеспечения единства измерений. Цистерны железнодорожные. Методика поверки объемным методом МИ 1124-86. Государственная система обеспечения единства измерений. Вместимость стальных вертикальных цилиндрических резервуаров с теплоизоляцией. Методика выполнения измерений геометрическим методом РД 50-156-79. Определение вместимости и градуировка железобетонных цилиндрических резервуаров со сборной стенкой вместимостью до 30000 куб. м геометрическим методом МИ 2579-2000. Государственная система обеспечения единства измерений. Резервуары (танки) речных и морских наливных судов. Методика поверки объемным методом МИ 1001-99. Государственная система обеспечения единства измерений. Определение поправочного коэффициента на полную вместимость нефтеналивных танков судов при измерении объема нефти. Методика расчета ИСО 91-1-92. Нефть и нефтепродукты. Таблицы параметров при температуре 15 ёC ИСО 91-2-91. Нефть и нефтепродукты. Таблицы параметров при температуре 20 ёC МИ 1953-88. Государственная система обеспечения единства измерений. Масса народнохозяйственных грузов при бестарных перевозках. Методика выполнения измерений

Документ показан в сокращенном демонстрационном режиме!

Получить полный доступ к документу

Вход для пользователей Стань пользователем

Доступ к документу можно получить: Для зарегистрированных пользователей:
Тел.: +7 (727) 222-21-01, e-mail: info@prg.kz, Региональные представительства

Для покупки документа sms доступом необходимо ознакомиться с условиями обслуживания
Я принимаю Условия обслуживания
Продолжить

  • Корреспонденты на фрагмент
  • Поставить закладку
  • Посмотреть закладки

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ СОЮЗА ССР
НЕФТЬ И НЕФТЕПРОДУКТЫ
МЕТОДЫ ИЗМЕРЕНИЯ МАССЫ
ГОСТ 26976-86

Petroleum and petroleum products.

Methods of mass measurement

Взамен принят ГОСТ 8.587-2006

1. Общие положения

2. Методы измерений

3. Погрешности методов измерения

Приложение 1. Термины, применяемые в стандарте, и пояснения к ним

Приложение 2. Математические модели косвенных методов измерений массы и их погрешностей

Приложение 3. Примеры вычислений массы продукта и оценки погрешностей методов

  • Корреспонденты на фрагмент
  • Поставить закладку
  • Посмотреть закладки

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.

  • Корреспонденты на фрагмент
  • Поставить закладку
  • Посмотреть закладки

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.

  • Корреспонденты на фрагмент
  • Поставить закладку
  • Посмотреть закладки

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.).

Автор статьи Владимир Хомутко Время на чтение: 7 минут АА 23239 Отправим материал вам на: Нажимая на кнопку, вы даете согласие на обработку своих персональных данных 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.

Методы измерения массы нефтепродукта

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.

Косвенные способы определения

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;

Полезная информация
1 Отпуск

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 плотности нефтепродуктов (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 плотности нефтепродукта (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.

Автоматизированные системы учета

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.

Владимир Хомутко

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.

Список используемой литературы:

Рейтинг автора Автор статьи Владимир Хомутко Написано статей 197

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НАУЧНЫЙ МЕТРОЛОГИЧЕСКИЙ ЦЕНТР

Федеральное государственное унитарное предприятие

ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ РАСХОДОМЕТРИИ (ФГУП ВНИИР)

ФЕДЕРАЛЬНОГО АГЕНТСТВА ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

Утверждаю

Заместитель директора по научной работе

М.С. Немиров

21.01.2006 г.

РЕКОМЕНДАЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

МАССА НЕФТИ

Методика выполнения измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 1005

ЗАО «Шугуровский НПЗ»

МИ 2972-2006

Казань 2006

РАЗРАБОТАНА

Государственным научным метрологическим центром Федеральным государственным унитарным предприятием Всероссийским научно-исследовательским институтом расходометрии (ФГУП ВНИИР)

ИСПОЛНИТЕЛИ:

Немиров М.С. — кандидат технических наук, Силкина Т.Г., Нурмухаметов Р. Р.

РАЗРАБОТАНА

Межрегиональным открытым акционерным обществом «Нефтеавтоматика» (ОАО «Нефтеавтоматика»)

ИСПОЛНИТЕЛИ: Глушков Э.И., Стегинская А.А.

УТВЕРЖДЕНА ФГУП ВНИИР 25 января 2006 года

АТТЕСТОВАНА ФГУП ВНИИР

ЗАРЕГИСТРИРОВАНА Свидетельство об аттестации №от

ФГУП ВНИИМС 30 января 2006 г.

Регистрационный код МВИ по Федеральному реестру:

ВВЕДЕНА ВПЕРВЫЕ

РЕКОМЕНДАЦИЯ

ГОСУДАРСТВЕННАЯ СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЕДИНСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

МАССА НЕФТИ

Методика выполнения измерений системой измерений количества и показателей качества № 1005 ЗАО «Шугуровский НПЗ»

Настоящая рекомендация распространяется на массу нефти (далее — нефти) и устанавливает методику выполнения её измерений системой измерений количества и показателей качества № 1005 ЗАО «Шугуровский НПЗ» (далее — СИКН).

Рекомендация разработана с учетом требований ГОСТ Р 8.563, ГОСТ Р 8 595, Р 50.2.040 и «Рекомендаций по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти» (далее — «Рекомендации»).

1. Нормы погрешности измерений

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти: не более 0,25 %;

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти: не более 0,35 %.

Средства измерений и вспомогательные устройства

При выполнении измерений применяют следующие средства измерений и другие технические средства:

— счетчик жидкости массовый (далее — массомер) MACK — 50/4,0 с диапазоном измерений 1,0 до 50 т/ч и пределами допускаемой относительной погрешности измерений массы: ± 0,25 %;

— датчик температуры ТСМУ Метран — 274 с диапазоном измерений от 0°С до 50°С и пределами допускаемой абсолютной погрешности: ± 0,2°С;

— датчик давления фирмы Метран модели Метран-100-ДИ с диапазоном измерений от 0 до 4,0 МПа и пределами допускаемой основной приведенной погрешности: ± 0,25 %;

— преобразователь разности давлений «Метран-100-Ех-ДД» с диапазоном измерений от 0 до 400 кПа и пределами допускаемой основной приведенной погрешности: ± 0,25 %;

— термометр стеклянный типа ТЛ-4 № 2 с диапазоном измерений от 0°С до 55°С, ценой деления 0,1°С и пределами допускаемой абсолютной погрешности: ± 0,2°С;

— манометр типа МТИ-1246 класса точности 0,6 с диапазоном измерений от 0 до 6,0 МПа.

2.2. На выходном коллекторе БИЛ установлены:

— датчик температуры ТСМУ Метран — 274 с диапазоном измерений от 0°С до 50°С и пределами допускаемой абсолютной погрешности: ± 0,2°С;

— датчик давления фирмы Метран модели Метран-100-ДИ с диапазоном измерений от 0 до 4,0 МПа и пределами допускаемой основной приведенной погрешности: ± 0,25 %;

— термометр стеклянный типа ТЛ-4 № 2 с диапазоном измерений от 0°С до 55°С, ценой деления 0,1°С и пределами допускаемой абсолютной погрешности: ± 0,2°С;

— манометр типа МТИ-1246 класса точности 0,6 с диапазоном измерений от 0 до 6,0 МПа;

— пробозаборное устройство трубчатого типа по ГОСТ 2517.

2.3 Узел подключения передвижной поверочной установки (далее — ПУ).

2.4 Блок измерений показателей качества нефти (далее — БИК), в который входят следующие средства измерений и технические средства:

— пробоотборники для автоматического и ручного отбора пробы «Стандарт-АЛ-50» (рабочий и резервный);

— термостакан;

— влагомер поточный типа УДВН-1пм с диапазоном измерений от 0,01 % до 2 % и пределами допускаемой основной абсолютной погрешности: ± 0,05 %;

— датчик температуры ТСМУ Метран — 274 с диапазоном измерений от 0°С до 50°С и пределами допускаемой абсолютной погрешности: ± 0,2°С;

— датчик давления фирмы Метран модели Метран-100-ДИ с диапазоном измерений от 0 до 4,0 МПа и пределами допускаемой основной приведенной погрешности: ±0,25 %;

— термометр стеклянный типа TЛ-4 № 2 с диапазоном измерений от 0°С до 55°С, ценой деления 0,1 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности: ± 0,2°С;

— манометр типа МТИ-1246 класса точности 0,6 с диапазоном измерений от 0 до 6,0 МПа;

— счетчик нефти турбинный фирмы МИГ-32Ш-40 Ду 32 в качестве индикатора.

В БИК предусмотрено место для установки:

— поточного преобразователя плотности типа 7835 фирмы «Solartron» с пределами измерений плотности от 300 до 1100 кг/м3, пределы допускаемой приведенной погрешности преобразования плотности: ± 0,03 %;

— пикнометра;

— устройства определения свободного газа УОСГ-100 СКП;

— вискозиметра поточного модели 7827 фирмы «Solartron» с диапазоном измерений от 1 до 100 сСт и пределами допускаемой приведенной погрешности: ± 1,0 %.

2.5 Система обработки информации (далее — СОИ) в составе:

— измерительно-вычислительного комплекса (далее — ИВК) «Метрокон-М» с пределами допускаемой относительной погрешности вычислений массы: ± 0,05 %;

— автоматизированного рабочего места оператора (далее — АРМ оператора), оснащенного персональным компьютером с соответствующим программным обеспечением, монитором, клавиатурой и принтером.

2.6 В качестве ПУ используют трубопоршневую установку второго разряда или эталонную массомерную установку. ПУ подключают с помощью гибких шлангов к специально предусмотренным патрубкам Ду 100.

2.7 Средства измерений и технические средства, используемые для определений:

— плотности нефти по ГОСТ 3900 и МИ 2153;

— содержания воды в нефти по ГОСТ 2477;

— содержания хлористых солей по ГОСТ 21534;

— содержания механических примесей по ГОСТ 6370.

— вязкости нефти по ГОСТ 33.

2.8 Допускается применять другие аналогичные по назначению средства, если их характеристики не уступают указанным в настоящей рекомендации.

Метод измерений

Массу брутто нефти определяют прямым методом динамических измерений.

Сущность метода заключается в автоматических измерениях массы брутто нефти с помощью массомера.

Массу нетто нефти определяют как разность массы брутто нефти и массы балласта.

Массу балласта определяют как сумму масс воды, хлористых солей и механических примесей в нефти. Массовые доли воды, механических примесей и концентрацию хлористых солей определяют в лаборатории по объединенной пробе нефти. Объемную долю воды допускается определять поточным влагомером.

Требования безопасности и охраны окружающей среды

При выполнении измерений массы нефти соблюдают следующие требования:

4.1 СИКН соответствует требованиям техники безопасности, охраны труда, взрывобезопасности, пожарной безопасности и санитарно-технических правил, определяемыми действующими на предприятии нормативными и техническими документами.

4.2 Преобразователи измерительные и электрооборудование СИКН имеют взрывобезопасное исполнение и совместно с вторичной аппаратурой обеспечивают уровень взрывозащиты, соответствующий классу зоны В-1а, а вид взрывозащиты — по категории взрывоопасной смеси к группе ТЗ в соответствии с классификацией ГОСТ Р 51330.0.

4.3 Выполнение измерений СИКН проводят в соответствии с утвержденными действующими правилами и нормативными документами:

— в области охраны труда и промышленной безопасности ПБ 08-624 и ПБ 03-585;

— в области пожарной безопасности СНиП 21-01, ППБО «Правилами пожарной безопасности в Российской Федерации», 2003 г.;

— в области соблюдения безопасной эксплуатации электроустановок ПОТ Р М-016 РД 153-34.0-03.150;

— в области охраны окружающей среды Федеральным законом от 10.01.2002 г. № 7-ФЗ «Об охране окружающей среды» и другими действующими законодательными актами на территории РФ.

4.4 Площадку СИКН содержат в чистоте, без следов нефти, не допускают выбросов и выделений нефти в окружающую среду и оборудуют первичными средствами пожаротушения в соответствии с ВППБ 01-05 и ППБО. Выполнение измерений прекращают при обнаружении течи в сварных и фланцевых соединениях.

4.5 Вторичную аппаратуру и щиты управления относят к действующим электроустановкам до 1000 В, на которые распространяют «Правила устройства электроустановок» (2003 г.) и «Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей».

4.6 В целях безопасной эксплуатации и технического обслуживания разрабатывают инструкцию по эксплуатации СИКН.

Требования к квалификации операторов

Лица, допускаемые к выполнению измерений:

— имеют квалификацию оператора не ниже 4-го разряда;

— знают технологическую схему, изучили настоящую рекомендацию и инструкцию по эксплуатации СИКН, назначение средств измерений, приборов и устройств СИКН, задвижек и вентилей, умеют быстро и безошибочно действовать в аварийных ситуациях;

— прошли обучение работе и инструктаж по технике безопасности в соответствии с ГОСТ 12.0.004;

— выполняют работу в специальной одежде и обуви в соответствии с ГОСТ 12.4.137, ГОСТ 27574, ГОСТ 27575.

— осуществляют контроль загазованности воздуха на площадке СИКН и в БИК сигнализатором загазованности СТМ-10;

— при ремонтно-профилактических работах осуществляют контроль загазованности воздуха переносными сигнализаторами в непосредственной близости от обслуживаемого оборудования. Загазованность не превышает предельно допускаемых концентраций, установленных ГОСТ 12.1.005.

Условия измерений

6.1 При выполнении измерений соблюдают следующие условия:

— расход нефти в СИКН находится в пределах рабочего диапазона массомера (в соответствии со свидетельством о поверке);

— при отборе пробы нефти в БИК обеспечивают условие изокинетичности отбора проб в соответствии с ГОСТ 2517;

— расход нефти через поточный плотномер: от 2,7 до 7,0 м3/ч.

6.2 Рабочая среда — нефть товарная по ГОСТ Р 51858.

Рабочие параметры:

плотность нефти в рабочем диапазоне температуры, кг/м3:

— при минимальной температуре 890;

— при максимальной температуре 880;

вязкость в рабочем диапазоне температуры, сСт:

содержание парафина, %, не более 3,0

концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более 300,0

массовая доля механических примесей, %, не более 0,01

давление насыщенных паров при максимальной температуре нефти, 66,7

не более, кПа

содержание свободного газа, % отсутствует.

6.3 Массовый расход перекачиваемой нефти через СИКН, т/ч:

6.4 Давление, МПа (рабочее) от 1,8 до 2,2.

6.5 Режим работы СИКН периодический.

Подготовка к выполнению измерений

При подготовке к выполнению измерений проводят следующие работы:

7.1 Подготавливают ИВК «Метрокон» и АРМ оператора к работе в соответствии с инструкциями по их эксплуатации.

7.2 Подготавливают СИКН к поступлению нефти в соответствии с инструкцией по эксплуатации. Для этого визуально проверяют:

— техническое состояние и отсутствие механических повреждений трубопроводов, запорной арматуры, технологического оборудования;

— герметичность запорной арматуры, влияющей на достоверность измерений; целостность пломб и оттисков клейм на технологическом оборудовании и средствах измерений;

— наличие действующих свидетельств о поверке средств измерений.

7.3 Подключают СИКН в соответствии с инструкцией по эксплуатации. После поступления нефти проверяют отсутствие протечек.

Выполнение измерений

При выполнении измерений массы нефти выполняют следующие операции:

8.1 Массу брутто нефти измеряют с помощью массомера, установленного на ИЛ.

8.2 Содержание воды, механических примесей, хлорорганических соединений, серы, сероводорода, парафина, концентрацию хлористых солей, давление насыщенных паров, а также плотность нефти определяют по результатам лабораторных анализов объединенной пробы, отбираемой автоматически пробоотборником «Стандарт-АЛ». Отбор проб нефти из трубопровода осуществляют согласно ГОСТ 2517.

Для вычислений массы нетто нефти массовую долю воды и концентрацию хлористых солей определяют в испытательной лаборатории один раз в смену по объединенной пробе, массовую долю механических примесей определяют один раз в декаду по накопительной пробе.

Для вычислений массы нетто нефти допускается измерять объемную долю воды в нефти по влагомеру.

Результаты измерений массы брутто нефти автоматически поступают в СОИ. СОИ формирует двухчасовые, сменные и суточные отчеты.

8.3 В случае выхода из строя автоматического пробоотборника для формирования среднесменной объединенной и среднедекадной накопительной пробы используют точечные пробы, отобранные вручную согласно ГОСТ 2517.

8.4 При отказе или отключении рабочего массомера используют резервный.

8.5 Массу нетто нефти, Мн, т, вычисляют по формуле:

(1)

где М- масса брутто нефти, измеренная массомером, т;

т — масса балласта, т;

Wв — массовая доля воды в нефти, %;

Wп — массовая доля механических примесей в нефти, %;

Wxc — массовая доля хлористых солей в нефти, %, вычисляемая по формуле:

(2)

где φв — концентрация хлористых солей в нефти, мг/дм3 (г/м3);

ρ — плотность нефти, измеренная в лаборатории и приведенная к условиям измерений массы брутто нефти согласно МИ 2153, кг/м3.

Если определяют объемную долю воды в нефти с применением влагомера, то массовую долю воды вычисляют по формуле:

(3)

где φв — объемная доля воды в нефти, измеренная влагомером, %;

ρв — плотность воды (принимают равной 1000 кг/м3).

8.6 Относительную погрешность измерений массы нетто нефти, δМн, %, вычисляют по формуле:

(4)

где δМ — относительная погрешность измерений массы брутто нефти, %, равная допускаемой относительной погрешности массомера, %;

ΔWв — абсолютная погрешность определений массовой доли воды, %, если определяют не массовую, а объемную долю воды в нефти, принимают (ΔWв)2 ≈ (Δφв), где Δφв — допускаемая абсолютная погрешность влагомера, % об.;

ΔWп — абсолютная погрешность определений массовой доли механических примесей, %;

ΔWхс- абсолютная погрешность определений массовой доли хлористых солей, %. Абсолютные погрешности измерений в испытательной лаборатории массовой доли воды, механических примесей и хлористых солей определяют в соответствии с ГОСТ Р 8.580.

Для доверительной вероятности Р = 0,95 и двух измерениях соответствующего показателя качества нефти абсолютную погрешность измерений (Δ, %) вычисляют по формуле:

(5)

где R, r — воспроизводимость и сходимость метода определения соответствующего показателя качества нефти, значения которых приведены в ГОСТ 2477, ГОСТ 21534, ГОСТ 6370, % массовых долей.

Воспроизводимость метода определения концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534 принимают равной удвоенному значению сходимости r, % массовых долей. Значение сходимости rхс, выраженное по ГОСТ 21534 в мг/дм3, переводят в массовые доли по формуле:

(6)

где rхс — сходимость метода по ГОСТ 21534, мг/дм3.

Обработка результатов измерений

Обработку результатов измерений массы брутто нефти выполняют автоматически с помощью СОИ.

Результаты лабораторных анализов содержания воды по ГОСТ 2477 или по данным поточного влагомера, концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534 и массовой доли механических примесей по ГОСТ 6370 вводят в СОИ с клавиатуры.

На основании всех имеющихся в СОИ параметров, измеренных автоматически с помощью СИКН и введенных в АРМ оператора с клавиатуры, СОИ рассчитывает значение массы нетто нефти.

Пример расчета погрешности измерений массы нетто нефти приведен в приложении А настоящей рекомендации.

В тех случаях, когда необходима оценка правильности и прецизионности метода и результатов измерений, ее осуществляют в соответствии с ГОСТ Р ИСО 5725.

Контроль погрешности результатов измерений

10.1 Средства измерений, входящие в состав СИКН, имеют сертификаты об утверждении типа в соответствии с ПР 50.2.009.

10.2 Средства измерений, входящие в состав СИКН, поверены в соответствии с ПР 50.2.006 или калиброваны в соответствии с ПР 50.2.016.

10.3 Поверку массомеров проводят по МП 4213-002-52424436;

10.4 Поверку поточного преобразователя плотности проводят в соответствии с МИ 2403, МИ 2591 или МИ 2816.

10.5 Поверку поточного влагомера проводят по МИ 2366.

10.6 Поверку поточных вискозиметров проводят в соответствии с МИ 2391.

10.7 Поверку преобразователей давления проводят по МИ 1997 или по МИ 4212-012.

10.8 Поверку термопреобразователей проводят в соответствии с методикой поверки, согласованной с ГЦИ СИ ВНИИМС, в составе руководства по эксплуатации.

10.9 Поверку манометров проводят по МИ 2124.

10.10 Поверку передвижной ПУ проводят по ????

10.12 Периодичность поверки средств измерений, входящих в состав СИКН: не реже одного раза в год.

Преобразователь расхода, установленный в БИК, манометры и перепадомеры, используемые для измерений давления и перепада давления на фильтрах, калибруют не реже одного раза в год.

10.13 Внеочередную поверку средств измерений проводят в соответствии с ПР 50.2.006, а также в случаях получения отрицательных результатов при текущем контроле метрологических характеристик средств измерений.

10.14 В межповерочном интервале проводят контроль метрологических характеристик массомеров.

10.14.1 Контроль метрологических характеристик массомеров проводят не реже одного раза в месяц передвижной ПУ или эталонной массомерной установкой.

При любом значении расхода из рабочего диапазона массомера проводят измерения массы брутто нефти одним из средств контроля, которые подключают последовательно друг с другом. При контроле проводят не менее трех последовательных измерений.

При контроле метрологических характеристик передвижной ПУ плотность нефти, измеренную плотномером, приводят к условиям измерений объема нефти ПУ в соответствии с МИ 2153.

Относительное отклонение результатов измерений массы брутто контролируемым массомером для каждого измерения (δi, %) вычисляют по формуле:

(7)

где Mi — масса брутто нефти, измеренная контролируемым массомером при i-м измерении, т;

Mконi — масса брутто нефти, измеренная контрольным средством при i-м измерении, т.

Проверяют выполнение условия:

|δi| ≤ 0,25 %. (8)

При несоблюдении условия (8) для одного из измерений, результат этого измерения из обработки исключают, и проводят еще одно дополнительное измерение. При несоблюдении условия (8) для двух измерений и в случае превышения отклонения после выполнения дополнительного измерения, принимают меры по выяснению и установлению причин, вызвавших несоблюдение условия (8), и проводят повторный контроль метрологических характеристик массомера.

При повторном несоблюдении условий (8) проводят внеочередную поверку массомера.

При условии стабильности метрологических характеристик массомера межконтрольный интервал может быть установлен сдающей и принимающей сторонами более одного месяца.

В процессе эксплуатации массомеров контролируют смещение нуля в соответствии с техническим описанием на массомер.

Оформление результатов измерений

11.1 Текущие результаты измерений СОИ регистрирует каждые два часа.

11.2 На основании результатов измерений АРМ оператора автоматически формирует оперативные отчеты за два часа, смену и сутки, а также паспорт качества нефти и акт приема-сдачи нефти по форме, установленной «Рекомендациями по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти».

11.3 Вмешательства оператора в работу СИКН СОИ регистрирует автоматически.

Перечень нормативной документации

ГОСТ 8.461-82 ГСИ. Термопреобразователи сопротивления. Методы и средства поверки;

ГОСТ Р 8.563-96 ГСИ. Методики выполнения измерений;

ГОСТ Р 8.595-2002 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений;

ГОСТ 12.0.004-90 ССБТ. Организация обучения безопасности труда. Общие положения;

ГОСТ 12.1.005-88 ССБТ. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны;

ГОСТ 12.4.137-84 Обувь специальная кожаная для защиты от нефти, нефтепродуктов, кислот, щелочей, нетоксичной и взрывоопасной пыли. Технические условия;

ГОСТ 33-2000 Нефтепродукты. Прозрачные и непрозрачные жидкости. Определение кинематической вязкости и расчет динамической вязкости;

ГОСТ 2477-65 Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды;

ГОСТ 2517-85 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб;

ГОСТ 6370-83 Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей;

ГОСТ 21534-76 Нефть. Методы определения содержания хлористых солей;

ГОСТ 27574-87. Костюмы женские для защиты от общих производственных загрязнений и механических воздействий. Технические условия;

ГОСТ 27575-87 Костюмы мужские для защиты от общих производственных загрязнений и механических воздействий. Технические условия;

ГОСТ Р ИСО 5725-2002 Точность (правильность и прецизионность) методов и результатов измерений;

ГОСТ Р 51069-97 Нефть и нефтепродукты. Метод определения плотности, относительной плотности и плотности в градусах API ареометром;

ГОСТ Р 51330.0-99 (МЭК 60079-0-98) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 0. Общие требования;

ПР 50.2.006-94 ГСИ. Порядок проведения поверки средств измерений;

ПР 50.2.009-94 ГСИ. Порядок проведения испытаний и утверждения типа средств измерений;

ПР 50.2.016-94 ГСИ. Требования к выполнению калибровочных работ;

МИ 1997-89 ГСИ. Преобразователи давления измерительные. Методика поверки;

МИ 2124-90 ГСИ. Манометры, вакуумметры, мановакуумметры, напоромеры, тягомеры, и тягонапоромеры показывающие и самопишущие. Методика поверки;

МИ 2153-2004 ГСИ. Плотность нефти. Требования к методике выполнения измерений ареометром при учетных операциях;

МИ 2366-96 ГСИ. Влагомеры товарной нефти типа УДВН. Методика поверки;

МИ 2391-97 ГСИ. Вискозиметр поточный фирмы «Solartron Transducers». Методика поверки;

МИ 2403-95 ГСИ. Преобразователи плотности поточные вибрационные «Солартрон» типов 7830,7835 и 7840. Методика поверки на месте эксплуатации;

МИ 2591-2000 ГСИ. Преобразователи плотности поточные фирмы «The Solartron Electronic Group LTD (Великобритания)». Методика поверки;

МИ 2816-2003 ГСИ. Преобразователи плотности поточные. Методика поверки на месте эксплуатации;

МИ 4212-012-2001 ГСИ. Датчики (измерительные преобразователи) давления типа «Мет-ран». Методика поверки;

МП 4213-002-52424436-04 ГСИ. Счетчики жидкости массовые MACK. Методика поверки (с изменением № 2);

Методика поверки в составе технической документации на ИВК «Метрокон» ГР № 25153-03;

РД 39-0147098-005-88 Правила охраны окружающей среды при сборе, подготовке и транспортировке нефти;

Р 50.2.040-2004 Метрологическое обеспечение учета нефти при ее транспортировке по системе магистральных нефтепроводов. Основные положения;

Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти;

ВППБ 01-05-99 Правила пожарной безопасности при эксплуатации магистральных трубопроводов ОАО Акционерной компании по транспорту нефти «Транснефть»;

ПБ 03-585-03 Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов;

ПБ 08-624-03 Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности;

ППБО-85 Правила пожарной безопасности в нефтяной промышленности;

СНиП 21-01-97 Пожарная безопасность зданий и сооружений (с изменением № 2, 2002 г.);

ПОТ Р М-016 РД 153-34.0-03.150-2000 (с изменениями 2003 г.) Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок.

Приложение АРасчет погрешности измерений массы нетто нефти

А.1 Исходные данные:

Наименование

Обозначение

Значение

1 Минимальная плотность нефти, кг/м3

Р

2 Массовая доля воды в нефти, %

0,5

3 Концентрация хлористых солей, мг/дм3 (г/м3)

φхс

300,0

4 Массовая доля механических примесей, %

0,01

5 Относительная погрешность измерений массы брутто нефти, % из пункта 8.6

δM

0,25

Относительную погрешность измерений массы нетто нефти вычисляют по формуле (4):

Полученное значение относительной погрешности измерений массы нетто нефти не превышает значений, приведенных в разделе 1 настоящей рекомендации.