Модель объемно-массового динамического метода

m=V·ρ·(1+βδ_t) ·(1+γδ_p), (1)

где m – масса продукта, кг;

V – объем продукта, м³;

ρ – плотность продукта, кг/м³;

δ_t=(t_ρ-t_v) – разность температур продукта при измерении плотности (t_ρ) и объема (t_v), °С;

β – коэффициент объемного расширения продукта, 1/°С;

δ_p=(P_v-P_ρ) – разность давлений при измерении объема (P_v) и плотности (P_ρ), МПа;

γ – коэффициент сжимаемости от давления, 1/МПа.

7.3.1. Модель погрешности объемно-массового динамического метода

, (2)

где Dm – относительная погрешность измерения массы продукта, %;

DV - относительная погрешность измерения объема, %;

Dρ - относительная погрешность измерения плотности, %;

Dδ_t – абсолютная погрешность измерения разности температур δ_t, °С;

DМ – относительная погрешность центрального блока обработки и индикации данных, %.

7.4. Модель объемно-массового статического метода

, (3)

где V_i, V_i+1 – объемы продукта, соответственно, в начале и в конце товарной операции, определяемые по градуировочной таблице резервуара, м³;

ρ_i, ρ_i+1 – средние плотности продукта, соответственно, в начале и в конце товарной операции, кг/м³;

α – коэффициент линейного расширения материала стенок резервуара, 1/°С;

- разность температур стенок резервуара при измерении объема (t_v) и при градуировке (t_гр), °С.

7.4.1. Модель погрешности объемно-массового статического метода

, (4)

где Н – уровень продукта, в емкости, м;

DН – абсолютная погрешность измерения уровня наполнения продукта, м;

DК – относительная погрешность градуировки резервуара, %.

7.5. Модель гидростатического метода

, (5)

или

, (6)

где S_i, S_i+1 – средние значения площади сечения резервуара, соответственно в начале и в конце товарной операции, м², определяемые как - (V – объем продукта, м³, Н – уровень наполнения емкости, м);

- среднее значение площади сечения части резервуара, из которого отпущен продукт, м²;

g – ускорение свободного падения, м/с²;

P_i; P_i+1 – давление продукта в начале и в конце товарной операции, Па;

xP=P_i-P_i+1 – разность давлений продукта в начале и в конце товарной операции, Па;

7.5.1. Модель погрешности гидростатического метода

для формулы (5)

, (7)

для формулы (6)

, (8)

где DS_i, DS_i+1 – относительные погрешности измерения сечения резервуара, соответственно, в начале и в конце товарной операции, %;

DP_i, DP_i+1 - относительные погрешности измерения давлений, соответственно, в начале и в конце товарной операции, %;

DxP – относительная погрешность измерения разности давлений xP, %;

DS_ср – относительная погрешность измерения среднего значения площади сечения резервуара, из которой отпущен продукт, %.

7.6. Модели измерения массы нетто нефти

При применении объемно-массового метода измерения массы:

. (9)

При применении гидростатического метода измерений массы:

, (10)

где – m_н – масса нефти нетто, кг;

m_б – масса балласта, кг;

V_r – общий объем нефти, м³;

V_б – объем балласта, м³;

j_в – объемная доля воды в нефти, %;

ρ_в – плотность воды, кг/м³;

ω_хс – концентрация хлористых солей, кг/м³;

ω_мп – нормированная массовая доля механических примесей в нефти, %.

 

7.6.1. Модели погрешности методов измерения массы нетто нефти

для формулы (9)

, (11)

для формулы (10)

,(12)

где Dρ_в – абсолютная погрешность измерения плотности воды, кг/м³;

Dj_в - абсолютная погрешность измерения содержания воды, % объемных;

Dω_хс - абсолютная погрешность измерения концентрации хлористых солей, кг/м³.

 

 

Приложение 1

1. Расчёт погрешности измерений массы нефтепродукта

Принимают максимальное превышение температуры нефтепродукта при измерениях

плотности Тρ над температурой нефтепродукта при измерениях его объема Tv. Например, Tv = 10 °С, Тρ = 20 °С.

Таблица 2

Исходные данные

Наименование	Обозначение	Значение
1. Минимальная плотность нефтепродукта, кг/м	ρmin
2. Коэффициент объемного расширения нефтепродукта, 1/°С	β	0,00126
3. Разность температур нефтепродукта при измерениях плотности (Тρ) и объема (Tv), °С	ΔT
4. Предел допускаемой относительной погрешности УЗР, %	δV	0,15
5. Предел допускаемой относительной погрешности преобразователя плотности, %	Δρ	0,33
6. Предел абсолютной погрешности измерений температуры нефтепродукта при измерениях его плотности, °С	ΔТρ	0,3
7. Предел абсолютной погрешности измерений температуры нефтепродукта при измерениях его объема, °С	ΔTv	0,3
8. Предел допускаемой относительной погрешности СОИ, %	δN	0,05

2. Относительную погрешность измерений массы нефтепродукта при косвенном методе

динамических измерений вычисляют по формуле

(П.1)

где

.

.

3. При использовании ареометра относительную погрешность измерений массы нефтепродукта, рассчитывают аналогично, с учетом пределов абсолютной погрешности измерений плотности и температуры (ареометра и термометра соответственно).

 

Приложение 2
(справочное)

Таблица 3