Метод визначення маси
Визначення маси нафти, нафтопродуктів визначається нині декількома ГОСТ:
ГОСТ 26976-86, Нафта та нафтопродукти. Методи вимірювання маси
ГОСТ Р8.595-2002, Маса нафти та нафтопродуктів. Загальні вимоги до методик вимірів
ГОСТ 3900-85, Нафта та нафтопродукти. Методи вимірювання густини
Рекомендація МІ 2153-2001 (замість МІ 2153-91), Щільність нафти. Вимоги щодо методики виконання вимірювань ареометром при облікових операціях.
Відповідно до ГОСТ Р8.595-2002, ГОСТ 26976-86 для вимірювання маси продукту в трубопроводах, цистернах, резервуарах застосовують:
- Прямий метод динамічних вимірювань;
- Непрямий метод динамічних вимірювань;
- прямий метод статичних вимірів;
- Непрямий метод статичних вимірів;
- Непрямий метод статичних вимірювань, заснований на гідростатичному тиску.
Перший спосіб- Вимірювання маси на потоці за допомогою масометрів.
Другий спосіб– масу визначають на потоці за вимірами об'ємної витрати та щільності за однакових умов (температура, тиск) за формулою 4.1:
m – маса продукту, кг/годину;
ρ - щільність продукту, кг/м 3;
V - обсяг товару, м 3 /год.
Дозволяється щільність та обсяг приводити до стандартних умов (t = 15°C, Різб = 0).
Третій спосіб- пряме зважування авто-і залізничних цистерн.
Четвертийспосіб - масу продукту визначають за результатами вимірювань: щільності, рівня продукту в ємності, температури продукту, об'єму продукту по таблиці градуювальної.
Щільність і рівень вимірюють при однакових тиску і температурі. дозволяється переклад ρ і V до стандартних умов і тоді
П'ятий спосіб- маса в ємностяхвизначається вимірюванням гідростатичного тиску стовпа рідини в ємності, що ґрунтується на наступних відносинах:
,
РТ.С. - Заміряний манометром тиск, Па;
F-сила тяжкості продукту над місцем встановлення датчика тиску або манометра Н;
S - площа перерізу резервуара в місці встановлення датчика, м 2;
Довірчі відносні похибки вимірювань маси цими способами при довірчій ймовірності 0,95 не повинні перевищувати:
0,1% - при прямому методі статичних вимірів;
0,25% - при прямому та непрямому методах динамічних вимірювань;
0,4 % - при непрямому методі статичних вимірів та непрямому методі, заснованому на гідростатичному принципі.
Відповідно до ГОСТ 26976-86 для прямого та для непрямого методів вимірювань при масі нетто нафти та нафтопродуктів від 100 т і вище похибка не повинна перевищувати ±0,5 % та ±0,8 % при вимірюванні маси до 100 т.
Таким чином, пізніший ГОСТ Р8.595-2002 посилює вимоги до виміру маси, проте роль людського фактора при вимірі занадто велика, властивості нафтопродуктів дають певні відхилення від теоретичних залежностей, тому розкид даних при визначенні маси перевищує встановлену ГОСТ Р8.595-2002. - 0,4%.
0,4% - при прямому методі вимірів зважуванням розчеплених цистерн;
0,5% - те ж для складів та нерозчеплених цистерн у русі;
0,5 % - при непрямому методі статичних вимірів та при використанні гідростатичного принципу для маси від 100 т і вище;
0,65 % - те саме для маси до 100 т;
0,25% - при прямому та непрямому методах динамічних вимірювань;
Обидва ці ГОСТ стверджують методи оцінки похибки при вимірі маси у різний спосіб.
Нас будецікавити вимір маси непрямим шляхом статичних вимірів, тобто. замір маси в резервуарах, оскільки незважаючи на встановлення на багатьох підприємствах потокових приладів кількісного обліку, облік більш ніж на 90% здійснюється за резервуарами та ємностями.
При приймально-здавальних операціях маса визначається як різниця мас до та після облікової операції. Модель об'ємно-масового статистичного методу та модель похибки методу для цього випадку представлена ГОСТ 26976-86.
Згідно з цим ГОСТ модель об'ємно-масового (непрямий статичний метод вимірювання) статичного методу виражається рівнянням 4.2:
, (4.2)
m – маса, отримана в результаті товарної операції, кг;
mi - маса, отримана на початок товарної операції, кг;
mi+1 - маса після товарної операції, кг;
Vi, Vi+1 - обсяги продукту на початку та в кінці товарної операції, відповідно, м 3 ;
ρi, ρi+1 - щільність продукту в резервуарі до та після товарної операції, відповідно, кг/м 3 ;
α - коеф. лінійного розширення матеріалу стінок резервуара, гр-1;
β - коеф. об'ємного розширення продукту, гр-1;
δt ст = (tv –tгр) – різницю температур стінки щодо обсягу товарної операції і за градуювання резервуара, °С;
δt ст = (tρ –tv) – різниця температур при вимірі щільності та об'єму, °С.
Модель похибки методу виражається формулою 4.3:
Δρ - відносна похибка вимірювання густини;
Нi, i+1 - рівень продукту в ємності до та після товарної операції, м;
ΔН - абсолютна похибка вимірювання рівня, м;
ΔК - відносна похибка калібрування резервуара;
ΔМ - відносна похибка блоку обробки інформації, %;
Відносна похибка вимірювання густини:
Δρареометра - абсолютна похибка ареометра, кг/м 3 ;
Δρmin – мінімальна щільність продукту товарної операції, кг/м 3 .
Абсолютна похибка Δδt вимірювання різниці температур продукту при вимірюванні щільності Δtρ та об'єму Δtv:
.
Слід зазначити, що ГОСТ 26976-86 показує визначення маси також моделі об'ємно-масового динамічного методу та її похибки, те саме для гідростатичного методу, для вимірювання маси нетто нафти.
ДЕРЖСТАНДАРТ Р8.595-2002 додатково дозволяє визначати масу в непрямих методах через щільність і обсяг, наведені до стандартних умов (15 ° С, Ризб = 0). Тому цей ГОСТ стверджує дещо інші моделі визначення їх похибок.
Наприклад, для рівняння розглянутого вище випадку похибка визначається за формулою 4.4:
, (4.4)
;
;
ΔКi - відносна похибка калібрування, %;
ΔНi – відносна похибка виміру рівня, %;
Кф i - Коефіцієнт, що враховує геометричну форму міри місткості при зливі Нi;
Δρi – відносна похибка вимірювання густини, %;
ΔTρ, ΔTV – отн. похибка вимірювання температури при вимірі ρ та V, %;
Gi - коефіцієнт, який визначається за формулою
TVi, Tρi – температури продукту при вимірі об'єму та щільності.
Якщо при оцінці похибки будь-якого методу визначення маси за даними залежностями виходить похибка менше, наприклад, ± 0,5 % для об'ємно-масового методу, то прилади, що використовуються, калібрування резервуарів відповідають діючим на даний період часу вимогам точності вимірювань.
4.2 Об'ємно-масовий статичний метод
(непрямий методстатичних вимірів)
Використання об'ємно-масового статичного методу передбачає наявність градуювальних таблиць на резервуари, залізничні та автоцистерни, можливість визначення рівня продукту каліброваної ємності та його щільності при даній температурі.
Градуювальні таблиці, як було сказано раніше, виконуються спеціалізованими метрологічними організаціями та затверджуються керівником територіального органу Держстандарту РФ. Місткість цистерн визначається заводом-виробником і потім повіряється органами Держстандарту України не рідше 1 разу на 2 роки.
Рівень продукту в резервуарах заміряють або стаціонарними рівнемірами, що забезпечують разом з іншими вимірювальними приладами, що використовуються, точність визначення маси відповідно до ГОСТ 26976-86 або ГОСТ Р8.595-2002, або вручну вимірювальною рулеткою з лотом, яка повинна відповідати ГОСТ 7. Рулетка з лотом – це сталева стрічка, на яку через 1 мм нанесені поділки, до стрічки кріпиться вантаж – масивний сталевий циліндр із поділками через 1 мм, який забезпечує натяг стрічки та вимірювання малих рівнів.
Рівень нафтопродукту в залізничних цистернах вимірюють вручну метрштоком (ТУ 112-РРФСР-029-90). Метршток – сталева лінійка з нанесеними через кожен мм поділками.
Обсяг продукту в автоцистернах визначається за вказівником рівня наливу, що встановлюється горловині котла цистерни. Покажчик рівня відповідає її дійсній місткості. В даний час майже на всіх підприємствах обсяг продукту, що відпускається до автоцистерни, визначається за показаннями об'ємних лічильників, похибка яких не повинна перевищувати ± 0,25%.
Вимірювання рівня рулеткою з лотом здійснюють у такій послідовності:
- перевіряють базовувисоту (або інакше трафаретну висоту). Отриманий результат порівнюють із відомою величиною, нанесеною на резервуар. Якщо обидва результати відрізняються більш ніж 0,1 % від Нбаз, необхідно з'ясувати причину і усунути її;
- опускають обережно без викривлень вимірювальну стрічку з вантажем (лотом), не допускаючи жодних хвиль на поверхні рідини, стрічка має бути в натягнутому стані. Так само здійснюють підйом, щоб уникнути спотворення лінії змочування;
- відлік рівня здійснюють по лінії змочування відразу після появи змоченої частини стрічки над замірним люком;
- Вимірювання повторюють двічі, розбіжність у показаннях не повинна перевищувати 1 мм;
- Вимірювання рівня метрштоком проводять двічі з одного і з іншого по діаметру боку люка. Метршток не повинен потрапляти у заглиблення на дні для зливних нижніх пристроїв. Розбіжність у вимірах має перевищувати 1 мм;
- за наявності підтоварної води її рівень визначають за допомогою тих самих засобів, але на лот прикріплюють стрічку з нанесеною на неї водочутливою пастою, яка під дією води змінює свій колір. Висота стрічки іншого кольору та відповідає рівню підтоварної води. Те саме справедливо і для вимірів метрштоком. Для визначення фактичного обсягу нафти або нафтопродукту необхідно від обсягу, що відповідає загальному рівню наповнення, відняти об'єм, що відповідає рівню води.