В настоящее время для измерения массы сжиженных углеводородных газов (СУГ) используют рекомендации ГОСТ Р 8.785-2012 «ГСИ. Масса газового конденсата, сжиженного углеводородного газа и широкой фракции легких углеводородов. Общие требования к методикам (методам) измерений». В данном документе за массу СУГ принимается масса жидкой фазы сжиженных газов и, как следствие, показатели точности нормированы только для массы жидкой фазы СУГ.Однако при сведении материального баланса СУГ на предприятиях нефтехимического комплекса, и в частности на АО «Ангарский завод полимеров», отмечается постоянный дебаланс между измеренной на вагонных весах (прямой статический метод измерения) массой СУГ, измеренной массомером (прямой динамический метод измерения), и массой СУГ, принятой в резервуары (косвенный статический метод измерения массы).Для устранения дебаланса и повышения достоверности учёта массы СУГ в резервуарах необходимо учитывать массу паровой фазы СУГ. Решить данную задачу позволяет разрабатываемая методика измерения массы СУГ в резервуарах [1].Согласно [2], при оформлении методики необходимо производить оценку предполагаемой погрешности измерения, что и будет рассмотрено в данной статье.Объектом исследования является емкостной парк объекта 1849 АО «Ангарский завод полимеров», предназначенный для приёма, хранения и выдачи этилена потребителям. Парк состоит из четырёх горизонтальных цилиндрических градуированных резервуаров Е-88/А, Б, В, Г номинальным объёмом 100 м3 каждый. Этилен хранится в ёмкостях в сжиженном состоянии. Давление в ёмкостях поддерживается в диапазоне 1,2÷1,8 МПа, температура в резервуарах определяется температурой окружающей среды.При выполнении измерений по данной методике, на объекте применяют средства измерения (СИ) и другие технические средства с метрологическими характеристиками согласно таблице 1. Таблица 1 Технические средства измерения, применяемые в методике№п/пТехнические средстваТип, характеристики1Резервуары Е-88а, Е-88б, Е-88в, Е-88ггоризонтальные цилиндрические, градуированные, номинальный объём 100 м3, относительная погрешность определения вместимости ±0,2 %2СИ уровняуровнемер микроимпульсный Levelflex FMP 51, шкала 2500 мм, абсолютная погрешность ±2 мм;вторичный прибор – РСУ, погрешность ±0,1 %3СИ температуры жидкой и паровой фазтермопреобразователь сопротивления, градуировка Pt100, абсолютная погрешность ±0,5 °С. Шкала: минус 100… 50 0С, класс А по ГОСТ 6651­94;вторичный прибор – РСУ, погрешность ±0,2 °С4СИ давленияпреобразователь давления APC-2000 (Aplisens S.A.), шкала 0…2,5 МПа, погрешность ±0,075 %;вторичный прибор – РСУ, погрешность ±0,2 °С5Устройство обработки информации на базе ПЭВМпредел допускаемой относительной погрешности – не более ±0,05 % Все средства измерения должны быть откалиброваны или поверены. Резервуары должны иметь утверждённые в установленном порядке, действующие градуировочные таблицы по ГОСТ 8.346-2000.Допускается применение других СИ и технических средств, имеющих метрологические и технические характеристики не хуже, чем у приведённых в таблице 1.Согласно [1], в результате применения косвенного метода статических измерений были определены: масса жидкой фазы mж (кг) СУГ;масса паровой фазы mп (кг) СУГ;общая масса m (кг) СУГ, как сумма жидкой и паровой фаз.Произведём оценку погрешности измерения массы с учётом представленных в таблице 1 данных о погрешности СИ.Относительная погрешность измерения массы СУГ в резервуаре, %, рассчитывается по формуле:δm=±δmж2∙mжm2+δmП2∙mпm2  .                               (1)Абсолютная погрешность измерения массы СУГ в резервуаре, кг, при необходимости, определяется по формуле:∆m=m∙ δm/100 .                                     (2)Относительная погрешность измерения массы жидкой фазы СУГ в резервуаре, δmж , %, рассчитывается по формуле:δmж=±1,1δK2+ δKф2∙δH2+δρж2+δN2  .                (3)Относительная погрешность измерения массы паровой фазы СУГ в резервуаре, δmП  , %, рассчитывается по формуле:δmп=±1,1δK2+ δKф2∙δH2+δKполн2+δρп2+δN2  ,     (4)где δK  – относительная погрешность определения вместимости резервуара по градуировочной таблице при измеряемом уровне наполнения резервуара Н, %;δKполн  – относительная погрешность определения полной вместимости резервуара по градуировочной таблице, %;δN – предел допускаемой относительной погрешности устройства обработки информации, %, согласно таблице 1;δKф  – коэффициент, учитывающий геометрическую форму резервуара при измеряемом уровне наполнения резервуара Н. Находится по формуле:δKф=∆V20∙HV20,                                                        (5)где ∆V20  – объём жидкой фазы СУГ, приходящийся на 1 мм высоты наполнения резервуара на измеряемом уровне Н согласно градуировочной таблице, м3/мм;V20  – объём жидкой фазы СУГ при уровне Н согласно градуировочной таблице, м3;δH –  относительная погрешность измерения уровня жидкой фазы СУГ в резервуаре, %, принимается равнойδH=HmaxHδHmax2+δHдоп2+δSH2   ,                  (6)где Hmax  – верхний предел измерения уровнемера согласно таблице 1, мм;δHmax  – относительная погрешность СИ уровня, приведённая к верхнему пределу измерения СИ уровня, согласно таблице 1, %;δSH  – относительная погрешность аналого-цифрового преобразователя или шкалы вторичного прибора при измерении уровня, приведённая к верхнему пределу измерения, согласно таблице 1, %;δHдоп  – дополнительная погрешность измерения уровня, полученная по формуле (7) в случае, если измерения проводятся на неперекрытом резервуаре, %:δHдоп=±H1-H22Hmax100,                                           (7)где H1 и H2 – максимальное и минимальное наблюдаемые значения наблюдаемого уровня за период наблюдения;δρж – относительная погрешность определения плотности жидкой фазы СУГ, %. Значение рассчитывается по формуле:δρж=(βж∙100∙∆Tж)2+(δρжтаб)2 ,                           (8)где βж  – коэффициент объёмного расширения жидкой фазы СУГ при значении температуры Tж  в резервуаре, 1/ºС, принимают в соответствии с таблицей 2;∆Tж  – суммарная абсолютная погрешность определения температуры Tж , ºС;δρжтаб  – пределы относительной погрешности определения плотности по таблице 2, выражающей зависимость плотности жидкой фазы СУГ от температуры, %, составляют ±0,5 % [3].Таблица 2 Плотность ρж и коэффициент объёмного расширения βж  жидкого этилена при различных температурах Tж Тж, оСρж, кг/м3βж,1/ оСТж, оСρж, кг/м3βж,1/ оСТж, оСρж, кг/м3βж, 1/ оСТж, оСρж, кг/м3βж, 1/ оС-50481,00,0046-40459,00,0049-30436,00,0056-20410,00,0067-49478,80,0046-39456,70,0049-29433,40,0057-19407,10,0068-48476,60,0046-38454,40,0050-28430,80,0058-18404,20,0070-47474,40,0046-37452,10,0050-27428,20,0059-17401,30,0071-46472,20,0047-36449,80,0051-26425,60,0060-16398,40,0072-45470,00,0047-35447,50,0051-25423,00,0061-15395,50,0073-44467,80,0047-34445,20,0052-24420,40,0063-14392,60,0074-43465,60,0048-33442,90,0053-23417,80,0064-13389,70,0074-42463,40,0048-32440,60,0054-22415,20,0065-12386,80,0075-41461,20,0048-31438,30,0055-21412,60,0066-11383,90,0076         -10381,00,0077 Значение относительной погрешности определения плотности паровой фазы СУГ, %, рассчитывается по формуле:δρп=±δTп2+δP2+δZ2 ,                             (9)где  δZ  – относительная погрешность определения коэффициента сжимаемости паровой фазы СУГ (принимаемая в соответствии с [4] равной ±5 %); δTп2  – относительная погрешность определения абсолютной температуры паровой фазы СУГ, %, равнаяδTп=100273,15+Tп∆Tп2+∆Sт2 ,                              (10)где ∆Tп  – суммарная абсолютная погрешность определения температуры Tп , ºС;Tп  – температура паровой фазы СУГ, ºС;∆Sт  – абсолютная погрешность аналого-цифрового преобразователя или шкалы вторичного прибора при измерении температуры, приведённая к верхнему пределу измерения, согласно таблице 3, ºС.Таблица 3Диапазоны измеряемых величин№ п/пИзмеряемая величинаДиапазон1.Уровень, ммот 500 до 25002.Вместимость, м3до 88,7713.Температура, оСот минус 40 до минус 204.Плотность жидкой фазы, кг/м3от 410 до 4605.Избыточное давление, МПаот 1,6 до 1,8 Относительная погрешность измерения абсолютного давления паровой фазы СУГ, %, принимается равной:δP=PmaxPδPи2+δPдоп2+δSP2 ,                          (11)где Pmax  – верхний предел измерения датчика избыточного давления согласно таблице 1, МПа;P  – абсолютное давление паровой фазы СУГ, МПа;δPи  – относительная погрешность СИ избыточного давления паровой фазы СУГ, %, приведённая к верхнему пределу измерения, согласно таблице 1;δPдоп  – дополнительная погрешность измерения давления, полученная по формуле (12) в случае, если измерения проводятся на неперекрытом резервуаре, %;δPдоп=±P1-P22Pmax100,                                   (12)где P1 и P2 – максимальное и минимальное наблюдаемые значения наблюдаемого давления за период наблюдения;δSP  – относительная погрешность аналого-цифрового преобразователя или шкалы вторичного прибора при измерении давления, приведённая к верхнему пределу измерения, %, согласно таблице 1.Представленная в статье методика оценки погрешности дополняет методику определения массы СУГ жидкого этилена [1], планируется к применению вне сферы государственного регулирования и не подлежит обязательной аттестации. При необходимости данная методика может быть аттестована в добровольном порядке в соответствии с требованиями ГОСТ Р 8.563-2009.