В зависимости от характера технологических операций и размеров учитываемых партий нефтепродуктов применяются различные методы измерений. Методы измерений выбираются на основе оценки их точности применительно к данной технологической операции с учетом технической возможности реализации данного метода и с учетом рекомендаций, приведенных в стандартах и нормативно-технической документации, регламентирующих условия применения указанных методов измерений.

В настоящее время согласно правилам количественного учета применяются:

1) прямой метод измерения массы с помощью весов или массовых расходомеров (счетчиков);

2) косвенные методы : объемно-массовый и гидростатический.

В соответствии с действующими правилами количественный учет нефтепродуктов на предприятиях системы нефтепродуктообеспечения ведется в единицах массы.

Методы измерений количества нефти и нефтепродуктов при проведении учетно-расчетных операций на всем пути их движения от добычи до переработки и от переработки до потребителей устанавливают на основании ГОСТ 26976-86 «Нефть и нефтепродукты. Методы измерения массы». Данный стандарт является основополагающим документом для разработки методик выполнения измерений на нефтебазах, магистральных нефтепродуктопроводах и АЗС.

Реализация прямых методов заключается в определении массы продуктов с помощью весов, весовых дозаторов и устройств, массовых счетчиков или массовых расходомеров с интеграторами.

Косвенные методы, в свою очередь, подразделяются на объемно-массовый и гидростатический.

Объемно-массовый метод . Применение объемно-массового метода сводится к измерению объема V и плотности р продукта при одинаковых условиях или приведенных к одним условиям (по температуре и давлению), определению массы брутто продукта как произведения значений этих величин и последующему вычислению массы нетто продукта:

= · , (9)

где - масса нетто продукта, т;

- объем продукта, м;

- плотность продукта, приведенная к условиям измерения объема, т/м 3 .

В зависимости от способа измерений объема продукта объемно-массовый метод подразделяют на динамический и статичес кий .

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 градуированных таблиц резервуаров по значениям уровня наполнения, измеренных уровнемером, метрштоком или металлической измерительной рулеткой. В емкостях, градуированных на полную вместимость, контролируют уровень, наполнения и определяют объем по паспортным данным.

Гидростатический метод. При использовании этого метода измеряют величину гидростатического давления столба продукта, определяют среднюю площадь заполненной части резервуара на уровне, относительно которого производят измерение, и рассчитывают массу продукта как произведение значений этих величин, деленное на ускорение силы тяжести. При этом формула для определения массы продукта М(в кг) имеет вид:

где Р - гидростатическое давление продукта в резервуаре относительно уровня отсчета, Па;

Н - расчетный уровень наполнения или уровень, относительно которого производят измерение, м;

- средняя площадь сечения резервуара, определяемая из градуировочных таблиц данного резервуара;

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http :// www . allbest . ru /

ВВЕДЕНИЕ

1. ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЕБАЗЫ

2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВМЕСТИМОСТИ РЕЗЕРВУАРА И ВОССТАНОВЛЕНИЕ ГРАДУИРОВОЧНОЙ ТАБЛИЦЫ

3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТИПА РЕЗЕРВУАРА

4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ УКЛОНА РЕЗЕРВУАРА

5. ОПИСАНИЕ ПОРЯДКА И МЕТОДА ЗАМЕРА УРОВНЯ ГОРЮЧЕГО В ГОРИЗОНТАЛЬНОМ РЕЗЕРВУАРЕ

6. ОПРЕДЕЛЕНИЕ МАССЫ НЕФТЕПРОДУКТА

7. ОПИСАНИЕ ПОРЯДКА И МЕТОДА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПЛОТНОСТИ СВЕТЛЫХ НЕФТЕПРОДУКТОВ

9. ВОССТАНОВЛЕНИЕ КАЧЕСТВА НЕФТЕПРОДУКТА

10. ПОРЯДОК ПРИМЕНЕНИЯ ЕСТЕСТВЕННОЙ УБЫЛИ. МЕРОПРИЯТИЯ ПО УМЕНЬШЕНИЮ ПОТЕРЬ

11. ВИДЫ ИНВЕНТАРИЗАЦИИ И ПОРЯДОК ПРОВЕДЕНИЯ ВНЕПЛАНОВОЙ ИНВЕНТАРИЗАЦИИ. ПОРЯДОК УРЕГУЛИРОВАНИЯ НЕДОСТАЧИ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ПРИЛОЖЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

Нефтебазами называются предприятия, состоящие из комплекса сооружений и установок, предназначенных для приема, хранения и отпуска нефтепродуктов потребителям.

Основное назначение нефтебаз - обеспечить бесперебойное снабжение промышленности, транспорта, сельского хозяйства и других потребителей нефтепродуктами в необходимом количестве и ассортименте; сохранение качества нефтепродуктов и сокращение до минимума их потерь при приеме, хранении и отпуске потребителям.

Задача курсовой работы состоит в том, чтобы определить тип, марку и вместимость резервуара, а так же количество и качество нефтепродукта, находящегося в нем, через градуировку резервуаров геометрическим способом по известным данным наружных габаритов, которые стали известными в ходе измерений и восстановить градуировочную таблицу. Определить уклон резервуара. Определить по вычисленной вместимости тип резервуара №7 . Определить объём нефтепродукта: бензин А-92 с плотностью: с=772 кг/м3.

Описать технологию отбора пробы горючего из горизонтального резервуара. По данным контрольного анализа: наличия воды и мех примесей провести мероприятия по восстановлению качества бензина. Описать технологию восстановления качества горючего.

1. ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЕБАЗЫ

Начальные условия : на нефтебазе Ульяновской области в осенне-зимний период осуществлялась инвентаризация нефтепродуктов, в ходе которой выяснилось, что на ряд резервуаров отсутствуют паспорта с градуировочными таблицами. Нефтебаза является распределительной , категории III б , вместимость которой свыше 2 000 м3 до 10 000 м3;, и относясь к 2-ой группе нефтебаз, имеет грузооборот от 100 до 500 тыс.т/год.Распределительные нефтебазыпредназначены для непродолжительного хранения нефтепродуктов и снабжения ими потребителей обслуживаемого района. Их разделяют на оперативные, обслуживающие лишь местных потребителей, и сезонного хранения, предназначенные как для удовлетворения местных потребностей, так и для компенсации неравномерности подачи нефтепродуктов на оперативные нефтебазы, входящие в зону влияния нефтебазы сезонного хранения.

2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВМЕСТИМОСТИ РЕЗЕРВУАРА И ВОССТАНОВЛЕНИЕ ГРАДУИРОВОЧНОЙ ТАБЛИЦЫ

Имеются следующие исходные данные:

· Резервуар горизонтальный с прямолинейной образующей;

· Диаметр наружный = 2368 мм;

· Длина наружная = 3305 мм;

· Толщина стенок резервуара д = 4 мм;

· Высота взлива = 1974 мм;

· Высотный трафарет постоянный ВТП = 2231 мм;

· Высотный трафарет фактический ВТФ = 2204 мм.

Рисунок 1 - Резервуар горизонтальный

Определяем внутреннию длину:

Lвн = Lн - 2д =3305- 2 х 4=3297 мм;

Определяем внутренний диаметр:

Dвн = Dн - 2д =2368 - 2 х 4=2360 мм.

Определить вместимость цилиндрической части резервуара:

Vц = (рD2вн /4) Lвн =(3,14·2,362/4) ·3,2197 = 14,42 м3.

Градуировку резервуаров производят в соответствии с ГОСТ 8.346 «Резервуары стальные горизонтальные. Методы и средства поверки».

Таблица 1 - Расчетная таблица градуировки резервуара

Высота взлива,	Отношение высоты наполнения к диаметру резервуара, H/D	Коэффициент заполнения цилиндрической части,

Основные формулы:

Коэффициент определяется с помощью таблицы коэффициентов заполнения цилиндрической части горизонтальных резервуаров, являющейся обязательным приложением 4 ГОСТ 8.346-79 ГСИ.

Благодаря этому коэффициенту можно определить объем нефтепродукта для любого уровня взлива, что позволит составить точную градуировочную таблицу:

Таблица 2 - Градуировочная таблица горизонтального резервуара

Высота взлива,	Объем залитой части резервуара


…………………………	………………………….


…………………………	…………………………

…………………………	…………………………

Результаты определения вместимости и градуировки оформляют градуировочной таблицей, которую утверждает руководитель или главный инженер предприятия:

3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТИПА РЕЗЕРВУАРА

Полученные данные позволяют определить тип резервуара №7: это Р-15 (резервуар горизонтальный стальной наземного расположения, объемом 15).

4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ УКЛОНА РЕЗЕРВУАРА

Для этого воспользуемся следующими данными и формулами:

· Расстояние от точки измерения до середины резервуара I = 3352 мм;

· Измерения высоты взлива льда в двух точках резервуара

12 мм и = 28 мм.

Основные формулы:

где а - уклон оси резервуара;

I - расстояние от точки измерения до середины резервуара.

где l - длина резервуара.

Схема резервуара с учетом уклона:

Рассчитаем уклон оси резервуара:

a = = = 0,004853;

а также саму поправку на уклон:

=±a · I = ±0,004853 · 3352 ? 16 мм.

Рассчитаем высоту взлива с учётом поправки на уклон:

Н = Нг+=1974+16=1990 мм.

Рисунок 2 - Схема резервуара с учетом уклона

5 . ОПИСАНИЕ ПОРЯДКА И МЕТОДА ЗАМЕРА УРОВНЯ ГОРЮЧЕ ГО В ГОРИЗОНТАЛЬНОМ РЕЗЕРВУАРЕ

Самым главным фактором при сливе и хранении топлива является уровень топлива в резервуаре. Традиционно применяют метрошток для измерения уровня топлива и воды, который представляет собой длинную металлическую линейку. При измерении уровня открывают герметически закрытый направляющий трубопровод для метроштока и опускают туда метрошток. Направляющий трубопровод (замерная, зондовая труба) обеспечивает вертикальное направление метроштоку. Для более точного замера на части трубы, находящейся в резервуаре, сверлятся отверстия диаметром 8-10 мм на расстоянии друг от друга 2 см. Направляющий трубопровод обтягивается латунной сеткой и закрывается крышкой.

Постоянное автоматическое измерение уровня топлива. Уровнемеры

Для автоматического постоянного измерения уровня и наличия подтоварной воды применяются датчики уровнемеров, которые измеряют еще температуру топлива и выдают сигналы на шкафы контроля и управления в операторную.

Совместно с уровнемером или вместо него применяются датчики предельного уровня, которые выдают сигналы достижения заранее заданных двух-трех уровней. Наиболее важны сигналы уровня 90% и 95% заполнения резервуара топливом.

Предельной высотой наполнения резервуара является величина ВТП. Начальные различия между величинами ВТП и ВТФ объясняются наличием в нижней части резервуара наледи:

ВТП - ВТФ = 2231 - 2204 = 27 мм

Также по таблице 2 определим и объем льда, и общий объем по уровню взлива с учётом поправки на уклон:

Vг =Vобщ -Vл =12,97338 - 0,02956 = 12,94382 м3

6. ОПРЕДЕЛЕНИЕ МАССЫ НЕФТЕПРОДУКТА

В настоящее время согласно правилам количественного учета применяются:

1) прямой метод измерения массы с помощью весов или массовых расходомеров (счетчиков);

2) косвенные методы : объемно-массовый и гидростатический.

Косвенные методы, в свою очередь, подразделяются на объемно-массовый и гидростатический.

Объемно-массовый метод . Применение объемно-массового метода сводится к измерению объема V и плотности р продукта при одинаковых условиях или приведенных к одним условиям (по температуре и давлению), определению массы брутто продукта как произведения значений этих величин и последующему вычислению массы нетто продукта:

где - масса нетто продукта, т;

- объем продукта, м;

- плотность продукта, приведенная к условиям измерения объема, т/м3.

В зависимости от способа измерений объема продукта объемно-массовый метод подразделяют на динамический и статический .

Гидростатический метод. При использовании этого метода измеряют величину гидростатического давления столба продукта, определяют среднюю площадь заполненной части резервуара на уровне, относительно которого производят измерение, и рассчитывают массу продукта как произведение значений этих величин, деленное на ускорение силы тяжести. При этом формула для определения массы продукта М (в кг) имеет вид:

где Р - гидростатическое давление продукта в резервуаре относительно уровня отсчета, Па;

Н - расчетный уровень наполнения или уровень, относительно которого производят измерение, м;

- средняя площадь сечения резервуара, определяемая из градуировочных таблиц данного резервуара;

g - местное ускорение силы тяжести.

Массу отпущенного (принятого) продукта при использовании гидростатического метода можно определять как разность масс, определенных в начале и в конце товарной операции, используя вышеизложенный метод.

Измерение гидростатического давления столба продукта производят манометрическими приборами с учетом давления паров нефти или нефтепродукта. резервуар горючее нефтепродукт инвентаризация

Используя формулу (9) рассчитаем массу бензина А-92 плотностью 772 кг/:

mг = 12,94382 772 = 9992,63 кг? 9,99 т.

Норм ы погрешности методов измерений.

Пределы относительной погрешности методов измерения массы должны быть не более:

I. 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;

II. 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;

III. 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;

IV. 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.

Для измерения массы бензина до 100 т объемно-массовым статическим метод, погрешность измерений будет ±0,8%

7. ОПИСАНИЕ ПОРЯДКА И МЕТОДА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПЛОТНОСТИ СВЕТЛЫХ НЕФТЕПРОДУКТОВ

Основной действующий руководящий документ для этого раздела - ГОСТ 3900-85.

Определение плотности ареометром . Сущность метода заключается в погружении ареометра в испытуемый продукт, снятии показания по шкале ареометра при температуре определения и пересчете результатов на плотность при температуре 20 °С.

Проведение испытания .

1) Цилиндр для ареометров устанавливают на ровной поверхности. Пробу испытуемого продукта наливают в цилиндр, имеющий ту же температуру, что и проба, избегая образования пузырьков и потерь от испарения. Пузырьки воздуха, которые образуются на поверхности, снимают фильтровальной бумагой.

2) Температуру испытуемой пробы измеряют до и после измерения плотности по термометру ареометра (при испытании темных нефтепродуктов термометр ареометра приподнимают над уровнем жидкости настолько, чтобы был виден верхний конец столбика термометрической жидкости и можно было отсчитать температуру) или дополнительным термометром. Температуру поддерживают постоянной с погрешностью не более 0,2 °С.

3) Чистый и сухой ареометр медленно и осторожно опускают в цилиндр с испытуемым продуктом, поддерживая ареометр за верхний конец, не допуская смачивания части стержня, расположенной выше уровня погружения ареометра.

4) Когда ареометр установится, а его колебания прекратятся, отсчитывают показания по верхнему краю мениска, при этом глаз находится на уровне мениска. Отсчет по шкале ареометра соответствует плотности нефтепродукта при температуре испытания с (масса продукта, содержащейся в единице его объема, г/).

Определение плотности и относ ительной плотности пикнометром.

Метод основан на определении относительной плотности - отношения массы испытуемого продукта к массе воды, взятой в том же объеме и при той же температуре. Так как за единицу массы принимается масса 1 воды при температуре 4°С, то плотность, выраженная в г/, будет численно равна плотности по отношению к воде при температуре 4 °С.

Метод применяется для определения плотности нефти, жидких и твердых нефтепродуктов, а также гудронов, асфальтов, битумов, креозота и смеси этих продуктов с нефтепродуктами, кроме сжиженных и сухих газов, получаемых при переработке нефти и легколетучих жидкостей, давление насыщенных паров которых, определенное по ГОСТ 1756-52, превышает 50 кПа, или начало кипения которых ниже 40 °С.

8. ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ОТБОРА ПРОБ ГОРЮЧЕГО

Ответственным моментом количественного и качественного учета нефти на нефтепроводах является операция отбора проб. Порядок отбора проб регламентирован ГОСТ 2517-85 «Нефть и нефтепродукты, методы отбора проб», п.2.4.1.

Точечные пробы нефтепродукта из горизонтального цилиндрического резервуара диаметром менее 2500 миллиметров независимо от степени заполнения, отбирают с двух уровней:

- с середины высоты столба жидкости

- на 250 миллиметров выше нижней внутренней образующей резервуара

Из отобранных проб составляют объединенную пробу смешением точечных проб среднего и нижнего уровней в соотношении 3:1. При высоте уровня нефтепродукта менее 500 миллиметров отбирают одну точечную пробу с нижнего уровня - на 250 миллиметров выше нижней внутренней образующей резервуара.

Для отбора проб применяются переносные пробоотборники заводского изготовления, имеющие заземляющий проводник.

Перед отбором пробы пробоотборник присоединяется заземляющим тросиком к зажиму на резервуаре. При отборе пробы оператор должен находиться спиной к ветру, во избежание отравления парами нефтепродукта.

Отборы проб подразделяются на следующие виды:

· индивидуальные,

· средние

· контрольные

· арбитражная.

Индивидуальная проба характеризует качество нефтепродуктов в одном данном месте или на данном уровне.

Средняя проба характеризует среднее качество нефтепродуктов в одном или нескольких резервуарах. Средняя проба получается смешением нескольких индивидуальных проб.

Контрольная проба - часть индивидуальной или средней пробы, предназначенная для анализа. Контрольная проба, хранящаяся на случай арбитражного анализа, носит название арбитражной.

Методы отбора проб зависят от :

· консистенции нефтепродукта;

· типа емкости, из которой отбирают пробу;

· уровня нефтепродукта (объема) в емкости;

Методы отбора проб нефтепродуктов стандартизованы.

9. ВОССТАНОВЛЕНИЕ КАЧЕСТВА НЕФТЕПРОДУКТА

Контроль качества нефтепродуктов осуществляется аналитической лабораторией нефтебазы. Данная нефтебаза такой лабораторией располагает.

Не реже одного раза в месяц отбирается проба из резервуара для контрольного анализа, который производят сотрудники прикрепленной лаборатории.

Хранящийся на нефтебазе нефтепродукт периодически подвергается контрольному или полному анализу. Периодичность проведения этих анализов при хранении устанавливается графиком. Если есть сомнения в стандартности продукта, то анализ проводится независимо от графика. Отпуск нефтепродукта производится только при наличии паспорта качества на резервуар. В целях обновления хранения запасов нефтепродуктов в первую очередь с нефтебазы отпускаются нефтепродукты более раннего поступления, а также нефтепродукты, имеющие нижний предел показателя качества.

В процессе транспортирования и технологических операций возможны случаи потери нефтепродуктом своих первоначальных качеств, которые могут быть восстановлены до требований стандарта или технических условий.

Показатель качества	Способ восстановления качества
Октановое число, концентрация свинца	Смешение с одноименным бензином, имеющим запас качества, или бензином другой марки, имеющим более высокое октановое число или меньшую концентрацию свинца
Плотность, кислотность, фракционный состав, вязкость, температура фактических смол, концентрация серы	Смешение с одноименным продуктом, имеющим запас качества по данному показателю
	Отстаивание или фильтрование с перекачкой в чистый резервуар
	Отстаивание или сепарация

Обезвоживание нефтепродуктов осуществляется путем отстаивания в резервуарах при подогреве. Механические примеси из нефтепродуктов удаляются путем отстоя их с последующей перекачкой через фильтры в чистый резервуар. Качество нефтепродуктов может быть исправлено смешением нефтепродуктов с аналогичным продуктом другой партии, имеющей показатели качества выше предельно допустимой нормы.

Отстаивание наиболее простой и распространенный способ восстановления качества нефтепродуктов, эффективность которого возрастает с ростом различия в плотности загрязнений и нефтепродукта, а также размеров частиц загрязнений. Однако процесс отстаивания длителен и сильно зависит от свойств нефтепродуктов, размеров частиц и внешних воздействий.

10. ПОРЯДОК ПРИМЕНЕНИЯ ЕСТЕСТВЕННОЙ УБЫЛИ. МЕРОПРИЯТИЯ ПО УМЕНЬШЕНИЮ ПОТЕРЬ

Проблемы, связанные с потерями, в разной степени затрагивают все звенья функционирования системы нефтепродуктообеспечения и являются важными показателями технического совершенствования технологических операций, начиная от транспортировки и кончая реализацией нефтепродуктов.

Естественные потери зависят главным образом от:

a) физико-химических свойств нефтепродуктов (фракционный состав, давление насыщенных паров, плотность и т.п.),

b) условий окружающей среды (температура, атмосферное давление, влажность и т.п.).

c) качества технического обеспечения складских и транспортных операций с нефтепродуктами (прием, выдача, хранение, внутрискладские перекачки, перевозки железнодорожным, автомобильным и водным транспортом, транспортирование по магистральным трубопроводам).

К естественным потерям нефтепродуктов относятся потери от испарения, которые на современном уровне технического оснащения нефтебаз (складов горючего) практически не могут быть полностью устранены, но поддаются значительному сокращению в результате осуществления комплекса мероприятий как организационного, так и технического характера.

В настоящее время естественные потери регламентируются нормами естественной убыли при хранении, приеме, отпуске и транспортировке нефтепродуктов.

По данным многочисленных исследований около 75% всех потерь нефтепродуктов при хранении и транспортировке приходится на испарение при различных технологических операциях. Потери от испарения в резервуарах подразделяются на потери от:

а) «большого дыхания»;

б) насыщения и «обратного выдоха»;

в) «малых дыханий»;

Потери от «большого дыхания» возникают при вытеснении в атмосферу паровоздушной смеси во время наполнения резервуара и поступления воздуха при выкачке нефтепродуктов и зависят, в основном, от объема и температуры закачиваемой жидкости, концентрации паров нефти и нефтепродукта в паровоздушной смеси, их плотности, давления, которое поддерживается в газовом пространстве, и содержания растворенного в нефти газа. Для резервуара заданного объема, рассчитанного на определенное давление в ГП, при заданных характеристике и объеме закачиваемого продукта потери определяются содержанием (концентрацией) паров продукта в вытесняемой паровоздушной смеси. Содержание паров в ГП частично увеличивается в процессе заполнения резервуара, но в основном пары продукта накапливаются в газовом пространстве в промежуток времени, предшествующий заполнению

Потери от насыщения и «обратного выдоха». Потери от «обратного выдоха» возникают при вытеснении через дыхательный клапан паровоздушной смеси, достигшей критического давления до насыщения в газовом пространстве (ГП). В герметичных резервуарах при высоких коэффициентах оборачиваемости продолжительность простаивания резервуара с «мертвым» остатком до начала заполнения может быть так мала, что дыхательный клапан не успеет открыться для «выдоха». Тогда потери от «обратного выдоха» отсутствуют.

Потери от «малых дыханий» происходят вследствие циклических колебаний температуры и парциального давления в ГП, вызываемых суточным действием солнечной радиации и атмосферных условий на стенки и кровлю резервуаров. Продолжительность полного цикла, как правило, равна суткам. После полудня начинается «вдох», а на рассвете -- «выдох». Отклонения наблюдаются при переменных атмосферных условиях (спорадические колебания действия солнечной радиации из-за облачности, изменения барометрического давления и осадков), когда внутри суточного цикла смена погоды обусловливает несколько «вдохов» и «выдохов».

На цикл «малых дыханий» железнодорожных цистерн или нефтеналивных судов влияют также изменения атмосферных условий, связанные с передвижением транспортных средств.

Потери от «малых дыханий» для заданных нефтепродуктов, нагрузки дыхательных клапанов и вместимости резервуара зависят от объема газового пространства, количества получаемой резервуаром солнечной радиации, интенсивности переноса паров от поверхности нефтепродукта и насыщенности парами ГП. При прочих равных условиях потери от "малых дыханий" возрастают с увеличением объема ГП. С повышением получаемой солнечной радиации возрастают амплитуды колебания температуры ГП и поверхности жидкости, соответственно растут объем вытесняемой в атмосферу паровоздушной смеси и парциальные давления (концентрации) паров нефтепродукта в ней.

Мероприятия по уменьшению потерь.

Для уменьшения экономического ущерба, причиняемого испарением, ведутся активные поиски и разработка новых методов и средств сокращения потерь нефтепродуктов от испарения из резервуаров за счет:

уменьшения объема газового пространства резервуаров, хранения нефти и нефтепродуктов под избыточным давлением в резервуарах;

уменьшения колебаний поверхностной температуры нефтепродуктов и газового пространства резервуаров;

улавливания и рекуперации паров нефтепродуктов;

рациональной эксплуатации резервуаров

Каждое устройство для сокращения потерь из резервуаров имеет свои преимущества и недостатки, но ни одно не является универсальным.

Результаты исследований позволяют отметить, что наиболее эффективным средством уменьшения потерь от испарения из стальных резервуаров являются плавающие крыши и понтоны Покрытие зеркала нефтепродукта плавающей крышей позволяет сократить количество испаряющихся нефтепродуктов на 90-98%, а при применении понтонов - на 90 % и более.

Действие понтонов основано на уменьшении скорости насыщения углеводородами газового пространства резервуаров. Это происходит за счет сокращения площади испарения.

Эффективность понтонов зависит от герметичности затвора между покрытием понтона и стенкой резервуара. Часто встречается овальность стенок резервуара в плане и отклонения от вертикали по высоте. Это приводит к наличию достаточно больших по площади зазоров между затвором понтона и стенкой резервуара, которые являются источником испарения нефтепродуктов.

При достаточно большом времени простоя резервуара (оно обратно пропорционально коэффициенту оборачиваемости) его газовое пространство насыщается углеводородами точно так же, как и в резервуаре без понтона.

Установлено, что с уменьшением геометрического объема резервуаров эффективность понтонов падает.

Для сокращения потерь углеводородов от испарения при наливе железнодорожных и автомобильных цистерн следует исключить открытую струю, внедрять автоматизированный герметизированный налив с использованием газоулавливающих установок, а при перевозках - надлежащим образом герметизировать люки.

11. ВИДЫ ИНВЕНТАРИЗАЦИИ И ПОРЯДОК ПРОВЕДЕНИЯ ВНЕПЛАНОВОЙ ИНВЕНТАРИЗАЦИИ. ПОРЯДОК УРЕГУЛИРОВАНИЯ НЕДОСТАЧИ

В соответствии с положением о бухгалтерских отчетах и балансах инвентаризация нефти и нефтепродуктов должна проводиться не реже одного раза в месяц. Инвентаризации подлежат все нефтепродукты, находящиеся в резервуарах, нефтепродуктопроводах, бочках, мешках, бидонах, барабанах и т.п., мелкой таре, а на АЗС, кроме того, проверяется фактическое наличие денег и талонов на нефтепродукты. При инвентаризации определяют фактическое наличие нефти и нефтепродуктов на нефтебазе, наливном пункте, АЗС для сопоставления с данными бухгалтерского учета, определения результатов (недостач, излишков), величины естественной убыли, образовавшихся за межинвентаризационный период.

Нормативным документом для проведения инвентаризации является «Инструкция о порядке поступления, хранения, отпуска и учет анефти и нефтепродуктов на нефтебазах, наливных пунктах и автозаправочных станциях»

Для непосредственного проведения инвентаризации нефтепродуктов создаются рабочие комиссии в составе:

· представителя руководства нефтебазы, комбината (управления) автообслуживания (председатель комиссии);

· работника бухгалтерии и других опытных работников, имеющих навыки инвентаризации нефтепродуктов.

Рабочие инвентаризационные комиссии:

· осуществляют инвентаризацию нефти и нефтепродуктов, денежных средств и талонов на нефтебазах и АЗС;

· совместно с бухгалтерией участвуют в определении результатов инвентаризации и разрабатывают предложения по зачету недостач и излишков по пересортице, а также списанию недостач в переделах норм естественной убыли;

· вносят предложения по вопросам упорядочения приема, хранения и отпуска нефти и нефтепродуктов, улучшения учета и контроля за их сохранностью, а также о реализации сверхнормативных и неиспользуемых продуктов;

· несут ответственность за своевременность и соблюдение порядка проведения инвентаризации в соответствии с приказом руководства нефтебазы, комбината (управления) автообслуживания, за полноту и точность внесения в описи данных о фактических остатках проверяемых ценностей, за правильность указанных в описи отличительных признаков нефтепродуктов, по которым определяются их цены;

Основной задачей проверок и выборочных инвентаризаций в межинвентаризационный период является осуществление контроля за сохранностью ценностей, выполнением правил их хранения, соблюдения материально ответственными лицами установленного порядка первичного учета. Случаями внеплановой инвентаризации могут служить пожары, стихийные бедствия(наводнения, землетрясения), установление фактов краж, хищений и злоупотреблений, а также при смене материально-ответственных лиц. .При инвентаризации определяется количество фактического наличия ценностей каждого их вида (марки) в соответствующих местах хранения.

Расчет естественной убыли нефтепродуктов составляется при определении окончательных результатов инвентаризации и только в случае определения (после зачета недостач излишками по пересортице) недостачи по количеству.

По всем недостачам и излишкам нефтепродуктов сверх установленных норм рабочей инвентаризационной комиссией должны быть получены письменные объяснения соответствующих работников. На основании представленных объяснений и материалов постоянно действующая инвентаризационная комиссия устанавливает характер выявленных недостач, потерь и порчи продуктов, а также их излишков.

Если разница между показаниями нефти и нефтепродуктов, замеренной в резервуарах нефтебаз и наливных пунктов при инвентаризации, и учетными данными бухгалтерии (за минусом убыли в пределах установленных норм) приходится в пределах норм погрешности, установленной ГОСТ 8.378-80, то эта разница не учитывается, и за основу принимаются данные бухгалтерского учета. В случае если указанная разница превышает норму погрешности измерения, то данное превышение взыскивается с материально ответственных лиц (при недостаче) или приходуется (при излишке).

При установлении недостач и потерь, явившихся следствием злоупотребления, соответствующие материалы в течение 5 дней после установленных недостач и потерь подлежат передаче в следственные органы, а на сумму выявленных недостач и потерь предъявляется гражданский иск.

В документах, представляемых для оформления списания недостач нефтепродуктов сверх норм убыли и потерь от порчи, должны быть указаны меры, принятые по предотвращению таких недостач и потерь.

З АКЛЮЧЕНИЕ

В ходе курсовой работы определены: тип, марка и вместимость резервуара А так же определены количество и качество нефтепродукта, находящегося в нем, через градуировку резервуаров геометрическим способом по известным данным наружных габаритов, которые стали известными в ходе измерений. Определён уклон резервуара, а так же объём нефтепродукта. В ходе проведенной работы, я получил более глубокое понимание и наглядное представление о работе на нефтебазе, проводимых исследованиях и измерениях.

С ПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. «Резервуары стальные горизонтальные. Методы и средства поверки» ГОСТ 8.346-79, г.Москва;

2. «Инструкция по контролю качества горючего» Ульяновское высшее военно-техническое училище;

3. Проектирование и эксплуатация нефтебаз и газохранилищ Едигаров С.Г. Бобровский С.А.

4. "Нефтепродуктообеспечение"/ Ф.А. Давлетьяров, Е.И. Зоря, Цагарели Д.В.// М.: ИЦ Математика, 1998. -662 с.

5. А.И. Животовский «Сборник градуировочных таблиц на резервуары и ж/д цистерны», г.Ульяновск 1998г. ;

ПРИЛОЖЕНИЕ

Обязательное

ОПИСЬ ДЕФОРМАЦИЙ РЕЗЕРВУАРА №______________

1.Разность диаметров, мм:

в одном ссчсиии (овальность)

в разных сечениях {конусность и бочкообразность)

2.Непрямолннейность образующей цилиндра (излом образующей)_____ мм

3.Размеры каждой выпучины или вмятины, мм:

диаметр ___________

стрелка прогиба ____________

4 Уклон оси резервуара

Председатель комиссии

(ПОДПИСЬ)

(подписи)

«______»________________201___г

ГОСТ 8346--79

Обязательное

ТАБЛИЦА ИСХОДНЫХ ДАННЫХ РЕЗЕРВУАРА №___

· 1.Внутренним диаметр ______________ мм

· 2.Длина цилиндрической части __________________ мм

3. Выпуклость дниша или высота конуса ___________ мм

4. Глубина заложения горловины ______________ мм

5. Объем внутренних деталей __________________ м3

Председател ь комиссии _____________________________

(ПОДПИСЬ)

Члены _______________________________________________________

Размещено на Allbest.ru

...

Подобные документы

Характеристика нефтебазы. Установление вместимости резервуара и восстановление градуировочной таблицы. Описание порядка и метода определения плотности светлых нефтепродуктов. Порядок проведения внеплановой инвентаризации и урегулирования излишек.

курсовая работа , добавлен 10.02.2014

Марка и расчетные характеристики резервуара. Особенности проверочного расчета стенки резервуара на прочность. Расчет предельного уровня налива нефтепродуктов в резервуар. Расчет остаточного ресурса резервуара. Анализ результатов поверочного расчета.

контрольная работа , добавлен 27.11.2012

Оборудование наземных резервуаров. Расчет потерь нефтепродукта из резервуара от "больших" и "малых дыханий". Сокращение потерь нефтепродукта от испарения. Применение дисков-отражателей, газоуравнительных систем, систем улавливания легких фракций.

курсовая работа , добавлен 06.08.2013

Изучение конструктивных особенностей вертикальных цилиндрических резервуаров низкого давления для нефти и нефтепродуктов. Характеристика метода наращивания поясов резервуара. Расчёт стенки резервуара на прочность. Технология сварочных и монтажных работ.

курсовая работа , добавлен 06.03.2016

Расчет стенки цилиндрических вертикальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов. Определение устойчивости кольцевого напряжения 2 в резервуарах со стационарной крышей. Поверочный расчет на прочность и на устойчивость для каждого пояса стенки резервуара.

контрольная работа , добавлен 17.12.2013

Техническая диагностика резервуара РВС-5000 для хранения нефти, выявление дефектов. Реконструкция резервуара для уменьшения потерь нефтепродуктов. Разработка системы пожаротушения. Технология и организация выполнения работ. Сметная стоимость ремонта.

дипломная работа , добавлен 24.06.2015

Сущность, виды и назначение оболочковых конструкций. Методика проектирования, сборки и сварки сферического резервуара для хранения дизеля. Общая характеристика различных режимов сварки. Порядок и особенности оценки и контроля качества сварных конструкций.

курсовая работа , добавлен 08.09.2010

Расчет гидравлических потерь по длине трубопроводов. Разработка автоматизированной системы налива светлых нефтепродуктов в автоцистерны. Эффективность использования дифференцированных расстояний между резервуарами на складах нефти и нефтепродуктов.

дипломная работа , добавлен 19.04.2014

Определение минимального объема резервуарного парка, необходимого количества танкеров и межтанкерного периода. Выбор объема единичного резервуара и количества резервуаров. Определение расчетного диаметра трубопровода, гидравлический расчет дюкера.

курсовая работа , добавлен 21.03.2011

Изучение стандартизации, норм и правил сооружения резервуара для хранения нефти и нефтепродуктов. Основы проектирования площадки и заложение фундамента вертикального стального резервуара. Сооружение стенки и крыши емкости и основного оборудования.

Владимир Хомутко

Время на чтение: 7 минут

А А

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.

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.

Как было сказано выше, такие измерительные методики распространены более широко. Ими пользуются большинство нефтеобеспечивающих предприятий.

К косвенным способам измерения массы нефтепродуктов относятся:

Приемка:

если слив нефтепродуктов выполняется из железнодорожных цистерн, то применяется методика определения массы с помощью калибровочных таблиц, составленных на каждый тип цистерны;
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;
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;

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:

замер уровня наполнения (как самой цистерны, так и резервуара);
замер уровня «подтоварной» воды (также – и в резервуаре, и в цистерне);
измерение уровня перелива/недолива относительно нулевого уровня (планки), установленного в горловине цистерны;
замер (как правило, измерения производятся либо в резервуаре на разных его уровнях, либо измеряется плотность разных частей партии с проведением последующего усреднения);
измерение температуры отгружаемого продукта (как правило, из также выполняют в резервуаре на разных уровнях, или проводят замеры разных частей партии, значения которых потом усредняют);
измерение температуры окружающей атмосферы;
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 (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.

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.

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.

Государственная система обеспечения единства измерений

МАССА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

Общие требования к методикам выполнения измерений

Москва ИПК
Издательство стандартов
2005

Предисловие

Задачи, основные принципы и правила проведения работ по государственной стандартизации в Российской Федерации установлены ГОСТ Р 1.0-92 «Государственная система стандартизации Российской Федерации. Основные положения» и ГОСТ Р 1.2-92 «Государственная система стандартизации Российской Федерации. Порядок разработки государственных стандартов»

Сведения о стандарте

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

2 ВНЕСЕН Управлением метрологии и госнадзора

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 7 декабря 2004 г. № 99-ст

4 Настоящий стандарт разработан с учетом требований международных стандартов: ИСО 91-1-92, ИСО 91-2-91, ASTM D 1250-80, API 2540-80

5 ВЗАМЕН ГОСТ Р 8.595-2002

ГОСТ Р 8.595-2004

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Государственная система обеспечения единства измерений

МАССА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

Общие требования к методикам выполнения измерений

State system for ensuring the uniformity of measurements. Mass of petroleum and petroleum products. General requirements for procedures of measurements

Дата введения - 2005-11-01

1 Область применения

Настоящий стандарт распространяется на методики выполнения измерений (далее - МВИ) массы товарной нефти и нефтепродуктов (далее - продукта) в сферах распространения государственного метрологического контроля и надзора, основанные на:

Прямых методах динамических и статических измерений;

Косвенных методах динамических и статических измерений;

Косвенном методе, основанном на гидростатическом принципе.

Настоящий стандарт устанавливает основные требования к МВИ массы продукта, обусловленные особенностями измерений массы продукта.

Настоящий стандарт обязателен для применения при разработке МВИ массы продукта, транспортируемого по трубопроводам, в мерах вместимости и мерах полной вместимости.

Настоящий стандарт применяют совместно с ГОСТ Р 8.563 .

2 Нормативные ссылки

3 Определения

В настоящем стандарте использованы следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 методика выполнения измерений (МВИ) массы продукта : Совокупность операций и правил, выполнение которых обеспечивает получение результатов измерений массы продукта с установленной погрешностью (неопределенностью).

3.2 погрешность измерений массы продукта : Обобщенная погрешность всех результатов измерений массы продукта при точном выполнении всех требований МВИ.

3.3 мера вместимости : Средство измерений объема продукта, имеющее свидетельство о поверке и утвержденную градуировочную таблицу.

3.4 мера полной вместимости : Средство измерений объема продукта, имеющее свидетельство о поверке и оснащенное указателем уровня наполнения (автоцистерны, прицепы-цистерны, полуприцепы-цистерны).

3.5 прямой метод динамических измерений массы продукта : Метод, основанный на прямых измерениях массы продукта с применением массомеров в трубопроводах.

3.6 прямой метод статических измерений массы продукта : Метод, основанный на прямых измерениях массы продукта статическим взвешиванием или взвешиванием в железнодорожных или автомобильных цистернах и составах в процессе их движения на весах.

3.7 косвенный метод динамических измерений массы продукта : Метод, основанный на измерениях плотности и объема продукта в трубопроводах.

3.8 косвенный метод статических измерений массы продукта : Метод, основанный на измерениях плотности и объема продукта в мерах вместимости (мерах полной вместимости).

3.9 косвенный метод, основанный на гидростатическом принципе : Метод, основанный на измерениях гидростатического давления и уровня продукта в мерах вместимости.

3.10 учетная операция : Операция, проводимая поставщиком и потребителем или сдающей и принимающей сторонами, заключающаяся в определении массы продукта для последующих расчетов, при инвентаризации и арбитраже.

3.11 стандартные условия : Условия, соответствующие температуре продукта 15 °С или 20 °С и избыточному давлению, равному нулю.

3.12 товарная нефть (нефть) : Нефть, подготовленная к поставке потребителю в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51858 .

3.13 масса брутто товарной нефти : Масса товарной нефти, показатели качества которой соответствуют требованиям ГОСТ Р 51858 .

3.14 масса балласта : Общая масса воды, солей и механических примесей в товарной нефти.

3.15 масса нетто товарной нефти : Разность массы брутто товарной нефти и массы балласта.

4 Методы измерений, реализуемые в МВИ массы продукта

4.1 Для измерений массы продукта, транспортируемого или перекачиваемого по трубопроводам, применяют:

Прямой метод динамических измерений;

Косвенный метод динамических измерений.

Для измерений массы продукта в мерах вместимости и мерах полной вместимости применяют:

Прямой метод статических измерений;

Косвенный метод статических измерений;

Косвенный метод, основанный на гидростатическом принципе.

4.2 При прямом методе динамических измерений массу продукта измеряют при помощи массомера и результат измерений массы получают непосредственно.

4.3 При косвенном методе динамических измерений массу продукта определяют по результатам следующих измерений в трубопроводе:

а) плотности с помощью поточных преобразователей плотности (далее - преобразователь плотности), давления и температуры.

При отключении рабочего и отсутствии резервного преобразователя плотности плотность продукта определяют при помощи ареометра в лаборатории по ГОСТ 3900 , ГОСТ Р 51069 или лабораторного плотномера в объединенной пробе, составленной из точечных проб, отобранных по ГОСТ 2517 . Коэффициенты объемного расширения и сжимаемости продукта определяют в соответствии с МИ 2632 или принимают для нефти по МИ 2153 , для нефтепродуктов по МИ 2823 ;

б) объема продукта с помощью преобразователей расхода, давления и температуры или счетчиков жидкости.

Результаты измерений плотности и объема продукта приводят к стандартным условиям или результат измерений плотности продукта приводят к условиям измерений его объема.

4.4 При прямом методе статических измерений массу продукта определяют по результатам взвешивания на железнодорожных и автомобильных весах по ГОСТ 29329 или ГОСТ 30414 железнодорожных и автомобильных цистерн с продуктом и без него.

4.5 При косвенном методе статических измерений массу продукта определяют по результатам измерений:

а) в мерах вместимости:

Уровня продукта - стационарным уровнемером или другими средствами измерений уровня жидкости;

Плотности продукта - переносным или стационарным средством измерений плотности или ареометром по ГОСТ 3900 , ГОСТ Р 51069 или лабораторным плотномером в объединенной пробе, составленной из точечных проб, отобранных по ГОСТ 2517 ;

Температуры продукта - термометром в точечных пробах или с помощью переносного или стационарного преобразователя температуры;

Объема продукта - по градуировочной таблице меры вместимости с использованием результата измерений уровня продукта;

б) в мерах полной вместимости:

Плотности продукта - переносным средством измерений плотности или ареометром в лаборатории по ГОСТ 3900 , ГОСТ Р 51069 или лабораторным плотномером в точечной пробе продукта, отобранной по ГОСТ 2517 ;

Температуры продукта - переносным преобразователем температуры или термометром в точечной пробе продукта, отобранной по ГОСТ 2517 ;

Объема продукта, принятого равным действительной вместимости меры, значение которой нанесено на маркировочную табличку и указано в свидетельстве о поверке по ГОСТ Р 8.569 , с учетом изменения уровня продукта относительно указателя уровня.

Результаты измерений плотности и объема продукта приводят к стандартным условиям по температуре 15 °С или 20 °С, или результат измерений плотности продукта приводят к условиям измерений его объема в мерах вместимости и мерах полной вместимости.

Коэффициент объемного расширения продукта определяют в соответствии с МИ 2632 или принимают для нефти по МИ 2153 , для нефтепродуктов по МИ 2823 .

4.6 При косвенном методе, основанном на гидростатическом принципе, массу продукта в мерах вместимости определяют по результатам измерений:

Гидростатического давления столба продукта - стационарным измерителем гидростатического давления;

Уровня продукта - переносным или другим средством измерений уровня.

4.7 Массу нетто товарной нефти определяют как разность массы брутто товарной нефти и массы балласта. Массу балласта определяют как общую массу воды, солей и механических примесей в товарной нефти. Для этого определяют массовые доли воды, механических примесей и хлористых солей в товарной нефти и рассчитывают их массу.

5 Требования к МВИ массы продукта

5.1 Погрешности измерений массы продукта

5.1.1 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто товарной нефти и массы нефтепродукта не должны превышать:

0,40 % - при прямом методе статических измерений взвешиванием на весах расцепленных цистерн;

0,50 % - при прямом методе статических измерений взвешиванием на весах движущихся нерасцепленных цистерн и составов из них;

0,25 % - при прямом и косвенном методах динамических измерений;

0,50 % - при косвенном методе статических измерений и косвенном методе измерений, основанном на гидростатическом принципе, массы продукта от 120 т и более;

0,65 % - при косвенном методе статических измерений и косвенном методе измерений, основанном на гидростатическом принципе, массы продукта до 120 т.

5.1.2 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто товарной нефти не должны превышать:

0,50 % - при прямом методе статических измерений взвешиванием на весах расцепленных цистерн;

0,60 % - при прямом методе статических измерений взвешиванием на весах движущихся нерасцепленных цистерн и составов из них;

0,35 % - при прямом и косвенном методах динамических измерений;

0,60 % - при косвенном методе статических измерений и косвенном методе измерений, основанном на гидростатическом принципе, от 120 т и более;

0,75 % - при косвенном методе статических измерений и косвенном методе измерений, основанном на гидростатическом принципе, до 120 т.

5.2 Требования к документам на МВИ массы продукта

5.2.1 В зависимости от сложности и области применения МВИ массы продукта оформляют в виде:

Раздела или части документа (стандарта, технических условий, конструкторского или технологического документа и т. п.).

5.2.2 Разработка, стандартизация и введение в действие документов на МВИ массы продукта - по ГОСТ Р 8.563 , ГОСТ Р 1.2 , ГОСТ Р 1.5 , ГОСТ Р 1.12 , Р 50.1.039 , МИ 2525 , МИ 2561 и настоящему стандарту.

5.2.3 МВИ массы продукта подлежат аттестации по ГОСТ Р 8.563 .

5.2.4 Документы на МВИ массы продукта подлежат метрологической экспертизе по ГОСТ Р 8.563 и ГОСТ Р 1.11 .

5.2.5 Документы на МВИ массы продукта, предназначенные для применения в сфере обороны и безопасности Российской Федерации, подлежат метрологической экспертизе в 32 Государственном научно-исследовательском и испытательном институте Минобороны России (далее - 32 ГНИИИ МО РФ).

5.2.6 Алгоритмы и программы обработки результатов измерений, предусмотренные в документе на МВИ массы продукта, должны пройти метрологическую аттестацию по МИ 2174 (в сфере обороны и безопасности Российской Федерации - в 32 ГНИИИ МО РФ).

5.3 Оценивание погрешности измерений массы продукта

5.3.1 Погрешность измерений массы оценивают следующими методами:

а) оцениванием характеристик погрешности результата измерений массы продукта, принятым в российских НД в области обеспечения единства измерений;

б) вычислением неопределенности измерений массы продукта по РМГ43 ;

в) вычислением правильности и прецизионности по ГОСТ Р ИСО 5725-1 - ГОСТ Р ИСО 5725-6 для показателей качества продукта, используемых для расчета его массы.

5.3.2 Требования к оцениванию характеристик погрешности измерений массы продукта

5.3.2.1 Характеристики погрешности измерений массы продукта оценивают на основании анализа источников и составляющих погрешности измерений.

5.3.2.2 Для уменьшения систематической составляющей погрешности от влияния температуры, давления и других влияющих величин на результаты измерений вводят поправки.

5.3.2.3 Оценивание погрешности измерений массы продукта при прямых методах измерений величин проводят по ГОСТ 8.207 и МИ 1552 .

5.3.2.4 Оценивание погрешности измерений массы продукта при косвенном методе измерений проводят по МИ 2083 .

5.3.2.5 Формы представления и способы округления результатов измерений должны соответствовать МИ 1317 .

5.4 Средства измерений и вспомогательные устройства, выбираемые для МВИ массы продукта

5.4.1 Средства измерений и вспомогательные устройства (в том числе средства вычислительной техники) выбирают при проектировании измерительной системы массы продукта в зависимости от принятых методов измерений величин, по результатам измерений которых определяют массу продукта, и оптимальных затрат на измерения, включая затраты на метрологическое обслуживание средств измерений, при условии выполнения требований к МВИ, в том числе норм погрешности измерений массы брутто товарной нефти и массы нефтепродукта, указанным в , и массы нетто товарной нефти, указанным в .

5.4.2 Рациональные методы и средства измерений и вспомогательные устройства выбирают в соответствии с МИ 1967 .

5.4.3 В документе на МВИ приводят перечень средств измерений и вспомогательных устройств, их обозначения, типы, нормированные метрологические характеристики (класс точности, предел допускаемой погрешности, диапазон измерений и др.) и обозначение НД, регламентирующего технические требования и (или) метрологические и основные технические характеристики этих средств измерений и вспомогательных устройств, а также указывают возможность применения средств измерений и вспомогательных средств, не приведенных в перечне, но удовлетворяющих установленным в МВИ требованиям.

5.4.4 В МВИ массы продукта должны быть указаны средства измерений, типы которых утверждены по ПР 50.2.009 и внесены в Государственный реестр средств измерений.

5.5 Квалификация операторов и требования безопасности

5.5.1 К выполнению измерений и обработке их результатов допускают лиц, достигших 18 лет, имеющих квалификацию оператора не ниже 4-го разряда, прошедших курсы обучения, сдавших экзамен по технике безопасности и изучивших инструкции по эксплуатации применяемых средств измерений и вспомогательных устройств и документ на МВИ по .

Лица, привлекаемые к выполнению измерений, должны:

Пройти обучение и инструктаж по технике безопасности в соответствии с ГОСТ 12.0.004 ;

Соблюдать правила техники безопасности и пожарной безопасности, установленные для объекта, на котором проводят измерения;

Выполнять измерения в специальной одежде и обуви по ГОСТ 12.4.137, ГОСТ 27574, ГОСТ 27575;

Периодически контролировать содержание вредных веществ в воздухе рабочей зоны, которое не должно превышать предельно допускаемых концентраций, установленных в ГОСТ 12.1.005 .

5.5.2 Средства измерений и вспомогательные устройства, применяемые при выполнении измерений, должны быть изготовлены во взрывозащищенном исполнении, соответствующем классу взрывоопасной зоны по ГОСТ Р 51330.0 , соответствовать требованиям ГОСТ Р 51330.9 и иметь свидетельство о взрывозащищенности и разрешение Госгортехнадзора России по Правилам .

5.6 Требования к условиям измерений

5.6.1 В документе на МВИ массы продукта должны быть приведены номинальные значения и (или) диапазоны значений, влияющих на погрешность величин, при этом должно быть установлено:

Число измерений (наблюдений) величин, проведенных в каждой точке измерений, например число измерений уровня продукта в мерах вместимости;

Время выдержки перед регистрацией показаний средств измерений: уровня и температуры продукта в мерах вместимости, если эти значения не указаны в НД на них, и др.

5.7 Требования к обработке результатов измерений массы продукта

5.7.1 По МВИ, основанным на косвенном методе динамических измерений, измеряют плотность и объем продукта, и результаты этих измерений приводят к стандартным условиям или результаты измерений плотности продукта приводят к условиям измерений его объема.

5.7.1.1 Массу продукта , кг, при измерениях объема продукта, проводимых с помощью преобразователя расхода или счетчика жидкости, и его плотности, определяемой с помощью преобразователя плотности, и последующем приведении результатов измерений объема и плотности продукта к стандартным условиям вычисляют по формуле

где - плотность и объем продукта, приведенные к стандартным условиям.

Примечание - Обозначение «Д» соответствует термину «динамическое».

Плотность продукта, приведенную к стандартным условиям при температуре 15 °С, , кг/м 3 , вычисляют по формуле:

(2)

где - плотность продукта, измеренная при температуре и давлении продукта в преобразователе плотности, кг/м 3 ;

Поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры на объем продукта, определенный для температуры продукта в преобразователе плотности, вычисляемый по API 2540 ;

Поправочный коэффициент, учитывающий влияние давления на объем продукта, определенный для давления продукта в преобразователе плотности, вычисляемый по API 2540 .

Плотность продукта, приведенную к стандартным условиям при температуре 20 °С, , кг/м 3 , вычисляют по формуле

где - коэффициент объемного расширения продукта, вычисляемый по МИ 2632 или по МИ 2823 для нефтепродуктов.

Объем продукта, приведенный к температуре 15 °С, , м 3 , вычисляют по формуле

(4)

где - объем продукта, измеренный при температуре и давлении продукта в преобразователе расхода или счетчике жидкости, мл;

Поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры на объем продукта, определенный для температуры продукта в преобразователе расхода или счетчике жидкости, вычисляемый по API 2540 ;

Поправочный коэффициент, учитывающий влияние давления на объем продукта, определенный для давления в преобразователе расхода или счетчике жидкости, вычисляемый по API 2540 .

Объем продукта , м 3 , приведенный к температуре 20 °С, вычисляют по формуле

5.7.1.2 Массу продукта , кг, при измерениях объема продукта, проводимых с помощью преобразователя расхода или счетчика жидкости, и его плотности, определяемой с помощью ареометра или лабораторного плотномера в лаборатории в объединенной пробе, и последующем приведении результатов измерений объема и плотности продукта к стандартным условиям вычисляют по формуле

где - объем продукта, приведенный к стандартным условиям, м 3 ;

Плотность продукта, приведенная к стандартной температуре, кг/м 3 .

Значение , м 3 , определяют по формуле (4) или (5).

где - плотность продукта, измеренная с помощью ареометра в лабораторных условиях (температура Т r и избыточное давление, равное нулю), с учетом систематической погрешности метода по МИ 2153 или с помощью лабораторного плотномера, кг/м 3 ;

Поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры на объем продукта, вычисляемый по API 2540 ;

где - коэффициент объемного расширения продукта, вычисляемый по МИ 2632 .

Допускается плотность продукта, измеренную ареометром, приводить к плотности при стандартной температуре 15 °С или 20 °С по таблицам ASTM D 1250 , ИСО 91-1 , ИСО 91-2 или МИ 2153 для нефти и по МИ 2842 , МИ 2823 для нефтепродуктов.

5.7.1.3 Массу продукта , кг, при измерениях объема продукта, проводимых с помощью преобразователя расхода или счетчика жидкости, и его плотности, определяемой с помощью поточного преобразователя плотности, и последующем приведении результатов измерений плотности продукта к условиям измерений его объема допускается вычислять по формуле

где - объем продукта, измеренный при температуре и давлении продукта в преобразователе расхода или счетчике жидкости, м 3 ;

Плотность продукта, измеренная при температуре и давлении продукта в преобразователе плотности, кг/м 3 ;

Температура продукта в преобразователе плотности, °С;

Температура продукта в преобразователе расхода или счетчике жидкости, °С;

g - коэффициент сжимаемости продукта, значения которого определяют МИ 2632 или по МИ 2153 для нефти и по МИ 2823 для нефтепродуктов;

Избыточное давление продукта в преобразователе плотности, МПа;

Избыточное давление продукта в преобразователе расхода или счетчике жидкости, МПа.

5.7.1.4 Массу продукта , кг, при измерениях объема продукта, проводимых с помощью преобразователя расхода или счетчика жидкости, и плотности, определяемой с помощью ареометра по ГОСТ 3900 , ГОСТ Р 51069 в объединенной пробе или с помощью лабораторного плотномера, и последующем приведении результатов измерений плотности продукта к условиям измерений его объема допускается вычислять по формуле:

b - коэффициент объемного расширения продукта, значения которого определяют по МИ 2632 или по МИ 2153 для нефти и по МИ 2823 для нефтепродуктов;

g - коэффициент сжимаемости продукта, значения которого определяю МИ 2632 или по 2153 для нефти и по МИ 2823 для нефтепродуктов;

Р V - избыточное давление продукта при измерениях его объема, МПа;

К - поправочный коэффициент на температурное расширение стекла для ареометров, вычисляемый по МИ 2153 . В случае измерений плотности с помощью лабораторного плотномера его принимают равным единице.

5.7.1.5 Формулы (9), (10) применяют при разности температур при измерениях плотности и объема продукта не более 15 °С. При разности температур при измерениях плотности и объема продукта более 15 °С вычисления проводят по .

5.7.2 По МВИ, основанным на косвенном методе статических измерений, измеряют объем и плотность продукта в мерах вместимости или мерах полной вместимости и результаты этих измерений приводят к стандартным условиям или результаты измерений плотности продукта приводят к условиям измерений его объема.

5.7.2.1 Массу продукта , кг, при измерениях объема продукта в мерах вместимости и мерах полной вместимости и плотности продукта с помощью преобразователя плотности или в лаборатории в объединенной или точечной пробе и последующем приведении результатов измерений объема и плотности продукта к стандартному условию по температуре вычисляют по формуле:

(11)

где - плотность и объем продукта, приведенные к стандартному условию по температуре.

Примечание - Обозначение «с» соответствует термину «статическое».

Плотность продукта, приведенную к температуре 15 °С, , кг/м 3 , вычисляют по формуле

где - плотность продукта, измеренная с помощью ареометра в лаборатории или с помощью преобразователя плотности, кг/м 3 ;

Поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры на объем продукта, определенный для температуры продукта в лаборатории или в преобразователе плотности, вычисляемый по API 2540 ;

К - поправочный коэффициент на температурное расширение стекла для ареометров, вычисляемый по МИ 2153 . В случае измерений плотности с помощью преобразователя плотности его принимают равным единице.

Плотность продукта, приведенную к температуре 20 °С, , кг/м 3 , вычисляют по формуле

Объем продукта, приведенный к температуре 15 °С, , м 3 , вычисляют по формуле:

(14)

где - объем продукта в мере вместимости на измеряемом уровне Н , определяемый по градуировочной таблице меры вместимости, составленной при температуре 20 °С по ГОСТ 8.346 , ГОСТ 8.570 , МИ 2543 , МИ 1124 , РД 50-156 , МИ 2579 , МИ 1001 , или в мере полной вместимости на уровне продукта, соответствующем указателю уровня в соответствии с ГОСТ Р 8.569 с учетом изменения уровня продукта относительно указателя уровня, м 3 . Данные градуировочных таблиц соответствуют температуре стенки мер вместимости, равной 20 °С;

a СТ - температурный коэффициент линейного расширения материала стенки меры вместимости, значение которого принимают равным 12,5× 10 -6 1/°С для стали и 10× 10 -6 1/°С для бетона;

a S - температурный коэффициент линейного расширения материала средства измерений уровня продукта (например измерительной рулетки с грузом, метроштока, уровнемера поплавкового типа и др.). Его значения принимают равными:

для нержавеющей стали - 12,5× 10 -6 1/°С;

для алюминия - 23× 10 -6 1/°С.

В случае необходимости при использовании уровнемеров других типов вводят температурные поправки к измеренному уровню продукта, при этом значение коэффициента a S принимают равным нулю;

T СТ - температура стенки меры вместимости, принимаемая равной температуре продукта в мере вместимости , °С;

Поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры на объем продукта, определенный для температуры продукта в мере вместимости или в мере полной вместимости, вычисляемый по API 2540 .

Объем продукта, приведенный к температуре 20 °С, , м 3 , вычисляют по формуле:

(15)

5.7.2.2 Плотность продукта при проведении учетных операций может быть приведена к плотности при стандартной температуре 15 °С или 20 °С по ASTM 1250 , ИСО 91-1 , ИСО 91-2 или МИ 2153 для нефти и по МИ 2842 или МИ 2823 нефтепродуктов.

5.7.2.3 При проведении учетных операций плотность нефти при стандартной температуре 20 °С допускается приводить к плотности нефти при стандартной температуре 15 °С и наоборот по ГОСТ Р 8.599.

5.7.2.4 Массу продукта , кг, при приведении плотности продукта, измеренной в лаборатории, к условиям измерений объема продукта в мере вместимости или мере полной вместимости допускается вычислять по формуле:

(16)

где - плотность продукта, измеренная в лаборатории при температуре , кг/м 3 ;

b - коэффициент объемного расширения продукта, значения которого определяют МИ 2632 или для нефти - по МИ 2153 , нефтепродуктов - МИ 2823 .

5.7.2.5 Формула (16) может быть применена при разности температур и T СТ не более 15 °С.

5.7.3 По МВИ, основанным на косвенном методе с применением гидростатического принципа, массу продукта , кг, при измерениях гидростатического давления столба продукта в мерах вместимости вычисляют по формуле

(17)

где Р - гидростатическое давление столба продукта, Па;

S cp - средняя площадь поперечного сечения наполненной части меры вместимости, м 2 ;

g - ускорение силы тяжести, м/с 2 .

5.7.3.1 Среднюю площадь S cp , м 2 , вычисляют по формуле:

(18)

где V 20 - объем продукта в мере вместимости на измеряемом уровне Н , определяемый по градуировочной таблице меры вместимости, м 3 ;

a СТ - температурный коэффициент линейного расширения стенки меры вместимости, значение которого принимают равным 12,5× 10 -6 1/°С;

Т СТ - температура стенки меры вместимости, принимаемая равной температуре продукта в мере вместимости, °С.

5.7.4 Массу продукта т 0 , кг, принятого в меру вместимости или отпущенного из нее, определяют как абсолютное значение разности масс продукта по формуле:

т 0 = ½ т i - т i +1 ½ (19)

где т i , т i +1 - массы продукта, вычисленные по формуле () или () в начале и конце операции соответственно.

5.7.5 Массу нетто товарной нефти т н , кг, вычисляют по формуле

т н = т – т б . (20)

где т - масса брутто товарной нефти, измеренная одним из методов по разделу , кг;

т б - масса балласта, кг, вычисляемая по формуле

(21)

где - массовая доля воды в товарной нефти, %;

Массовая доля хлористых солей в товарной нефти, %;

Массовая доля механических примесей в товарной нефти, %.

5.7.5.1 Массовую долю воды в товарной нефти определяют по ГОСТ 2477 . Массовую долю воды в товарной нефти допускается измерять с помощью поточного влагомера.

5.7.5.2 Массовую долю хлористых солей в товарной нефти определяют по ГОСТ 21534 . Массовую долю хлористых солей в товарной нефти допускается измерять с помощью поточного солемера.

5.7.5.3 Массовую долю механических примесей в товарной нефти определяют по ГОСТ 6370 . Массовую долю механических примесей в товарной нефти допускается измерять с помощью поточного анализатора.

5.8 Форма представления результатов оценивания погрешности измерений массы продукта

5.8.1 При прямом методе динамических измерений погрешностью следует считать погрешность измерений массы продукта с помощью массомера.

5.8.2 При прямом методе статических измерений погрешностью следует считать погрешность измерений массы продукта с помощью весов. Оценивание погрешности измерений массы продукта с применением весов проводят по МИ 1953 .

5.8.3 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы продукта при косвенном методе динамических измерений d m Д , %, вычисляют по формуле

(22)

где d V - относительная погрешность измерений объема продукта, %. За воспринимают относительную погрешность средства измерений объема продукта, если сумма остальных составляющих погрешности измерений объема продукта является несущественной в соответствии с ГОСТ 8.009 ;

d r

D Т r , D Т V - абсолютные погрешности измерений температуры продукта при измерениях его плотности и объема соответственно, °С;

b - коэффициент объемного расширения продукта, 1/°С (приложение );

d N - предел допускаемой относительной погрешности устройства обработки информации или измерительно-вычислительного комплекса (из сертификата об утверждении типа или свидетельства о поверке), %;

G - коэффициент, вычисляемый по формуле:

(23)

где Т V , Т r - температуры продукта при измерениях его объема и плотности, °С.

5.8.4 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы продукта при косвенном методе динамических измерений и последующем приведении плотности продукта к условиям измерений его объема по или , %, вычисляют по формуле:

(24)

где d V П - относительная погрешность измерений объема продукта, %;

d r П - относительная погрешность измерений плотности продукта, %;

d T V r - составляющая относительной погрешности измерений массы продукта за счет абсолютных погрешностей измерений температур , , %, вычисляемая по формуле:

(25)

где D Т r , D Т V - абсолютные погрешности измерений температур , °С.

5.8.5 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы продукта при косвенном методе статических измерений , %, вычисляют по формулам:V 20 - объем продукта, приходящийся на 1 мм высоты наполнения меры вместимости на измеряемом уровне наполнения, м 3 /мм;

V 20 - объем продукта в мере вместимости на измеряемом уровне наполнения.

Значения D V 20 , V 20 определяют по градуировочной таблице меры вместимости при измеряемом уровне наполнения.

Значение К ф для вертикальных цилиндрических резервуаров, танков наливных судов прямоугольной и цилиндрической форм принимают равным единице.

5.8.6 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы продукта при косвенном методе, основанном на гидростатическом принципе, , %, вычисляют по формуле:

(29)

где d P , d K i +1 - относительные погрешности составления градуировочной таблицы при измеряемых уровнях наполнения меры вместимости Н i , Н i +1 соответственно, %;

K ф i , K ф i +1 - коэффициенты, учитывающие геометрическую форму меры вместимости при измеряемых уровнях наполнения меры вместимости Н i , Н i +1 соответственно;

D Т r , D Т V - абсолютные погрешности измерений температур продукта Т r , Т V соответственно, °С;

б) для косвенного метода, основанного на гидростатическом принципе

(31)

где

31), не должны превышать значений, установленных в .

5.8.10 Пределы относительной погрешности измерений массы нетто товарной нефти вычисляют по формуле:

(32)

где D W М.В - абсолютная погрешность измерений массовой доли воды в товарной нефти, %;

D W М.П - абсолютная погрешность измерений массовой доли механических примесей в товарной нефти, %;

D W М.С - абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей в товарной нефти, %.

Значение d т * при применении косвенных методов измерений массы продукта вычисляют по формуле:

где d т - предел допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти или массы нефтепродукта косвенными методами, %.

При применении прямых методов измерений массы продукта значение d т * принимают равным относительной погрешности измерений массы продукта с помощью массомера или весов.

Абсолютные погрешности измерений массовых долей воды, механических примесей и хлористых солей в товарной нефти определяют по результатам оценки промежуточных показателей прецизионности и правильности стандартных методов измерений в каждой лаборатории, проводящей анализы при учетных операциях, в соответствии с ГОСТ Р ИСО 5725-1 - ГОСТ Р ИСО 5725-6 .

690,0-699,9

0,00130

850,0-859,9

0,00081

700,0-709,9

0,00126

860,0-869,9

0,00079

710,0-719,9

0,00123

870,0-879,9

0,00076

720,0-729,9

0,00119

880,0-889,9

0,00074

730,0-739,9

0,00116

890,0-899,9

0,00072

740,0-749,9

0,00113

900,0-909,9

0,00070

750,0-759,9

0,00109

910,0-919,9

0,00067

760,0-769,9

0,00106

920,0-929,9

0,00065

770,0-779,9

0,00103

930,0-939,9

0,00063

780,0-789,9

0,00100

940,0-949,9

0,00061

790,0-799,9

0,00097

950,0-959,9

0,00059

800,0-809,9

0,00094

960,0-969,9

0,00057

810,0-819,9

0,00092

970,0-979,9

0,00055

820,0-829,9

0,00089 ).

МИ 2525-99 Государственная система обеспечения единства измерений. Рекомендации по метрологии государственных научных метрологических центров Госстандарта России. Порядок разработки. М.: ВНИИМС, 1999

МИ 2561-99 Государственная система обеспечения единства измерений. Порядок разработки перечней организаций, которым должны быть разосланы на отзыв проекты нормативных документов ГСИ. М.: ВНИИМС, 1999

МИ 2174-91 Государственная система обеспечения единства измерений. Аттестация алгоритмов и программ обработки данных при измерениях. Основные положения. П.: ВНИИМ, 1991

РМГ 43-2001 Государственная система обеспечения единства измерений. Применение «Руководства по выражению неопределенности измерений». М.: ИПК Изд-во стандартов, 2001

МИ 1552-86 Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения прямые однократные. Оценивание погрешностей результатов измерений. П.: ВНИИМ, 1991

МИ 2083-90 Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения косвенные. Определение результатов измерений и оценивание их погрешностей. П.: ВНИИМ, 1990

Ключевые слова : масса, масса брутто товарной нефти, масса балласта, масса нетто товарной нефти, продукт, методика выполнения измерений, объем, вместимость, резервуар, цистерна, уровнемер, счетчик, погрешность, уровень, градуировка, поверка, температура, плотность, давление, сжимаемость

Организация системы учета нефти и нефтепродуктов, предусматривающая применение современных средств контроля высокой точности, является непременным условием эффективной борьбы с количественными потерями. Правильно поставленный учет при всех операциях транспорта и хранения позволяет выявить величину потерь и эффективность мероприятий, направленных на сокращение потерь нефти и нефтепродуктов.

Учет нефти или нефтепродуктов осуществляет товарно-транспортный отдел предприятия или диспетчерская служба. Количество нефти и нефтепродуктов учитывается в единицах массы - килограммах (кг ).

Целью количественного учета является определение количества нефтепродуктов:

· полученных при приеме;

· отпущенных при отгрузке;

· имеющихся в резервуарах или других емкостях при хранении.

На основании данных замеров производятся коммерческие расчеты за нефтепродукты, определяются расход нефтепродуктов на собственные нужды и фактические потери нефтепродуктов при их приеме, отпуске и хранении.

Для учета оформляют следующие документы:

· о приеме продукта на головной станции и сдаче его на промежуточных и конечных пунктах, а также о сдаче нефтебазам по отводам;

· о недостачах или излишках продукта за отчетный период;

· о наличии продукта в магистральном трубопроводе, отводах и в обвязках перекачивающих станций.

Наибольшее распространение при учете нефтепродуктов получил объемно-массовый метод , который включает в себя следующие этапы:

· отбор средней (объединенной) пробы нефтепродукта из резервуара в соответствии с ГОСТ 2517-85 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;

· определение средней температуры нефтепродукта в резервуаре;

· определение плотности нефтепродукта при определенной средней температуре в соответствии с ГОСТ 3900-85 «Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности»;

· замер высоты общего взлива жидкости в резервуаре, а также высоты взлива подтоварной воды с помощью водочувствительной пасты;

· по замеренным высотам взливов определение в резервуаре общего объема жидкости и объема подтоварной воды по градуировочной таблице резервуара;

· вычисление объема нефтепродукта в резервуаре (разность общего объема жидкости и объема подтоварной воды, найденных по градуировочным таблицам);

· расчет массы нефтепродукта как произведение объема нефтепродукта на величину определенной плотности при замеренной температуре в соответствии с ГОСТ 26976-86 «Нефть и нефтепродукты. Методы измерения массы» иГОСТ Р 8.595-2002 «Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений».

Главная задача учета нефтепродуктов при товарно-учетных операциях - это обеспечение его достоверности.

Большое влияние на величину потерь нефтепродуктов оказывает метрологическое обеспечение системыучета нефти или нефтепродуктов на объектах трубопроводного транспорта. Метрологическое обеспечение состоит в правильном применении средств измерений для выполнения технологических операций и, в конечном итоге, для обеспечения достоверности количественного учета нефтепродуктов.

Для этого, в первую очередь, необходимо иметь средства измерения (СИ) взливов, температуры и плотности (рулетки, метроштоки, термометры и ареометры), аттестованные органами стандартизации и метрологии (ЦСМ) в установленном порядке. Химическая лаборатория подразделения предприятия должна иметь сертификат аттестации.

Резервуары должны иметь градуировочные таблицы , составленные и оформленные в соответствии с нормативными документами (ГОСТ 8.570-2000. «Резервуары стальные вертикальные цилиндрические. Методы поверки» ) и не просрочены (для резервуаров коммерческого учета установлен срок 5 лет). На каждом резервуаре должны ежегодно в летнее время года проводить проверку базовой высоты (высотного трафарета) с составлением акта и внесением его значения в технологическую карту по эксплуатации резервуаров.

Точность определения фактического количества нефти или нефтепродуктов в резервуарах при товарных операциях зависит от:

· правильности составления градуировочных таблиц на емкости (резервуары, суда, цистерны); организация, проводящая градуировку резервуаров должна иметь лицензию, а работники, осуществляющие её, должны иметь сертификат установленной формы. Погрешность градуировки составляет 0,2 %.

· учета поправок к измеренным объемам на коррекцию днищ, наклоны корпуса, температуру;

· тщательности измерения высоты взливов и соответствующих им объемов при определенной плотности и фактической температуре;

· правильного учета количества подтоварной воды, балласта;

· применения стандартных измерительных приборов (рулеток, лотов, нефтеденсиметров, термометров и т.д.);

· квалификации работников, занимающихся учетом нефти и нефтепродуктов;

· выполнения требований нормативно-технической документации и отраслевых инструкций по учету нефти и нефтепродуктов при их трубо-проводном транспорте, наливе и хранении.

Повышение точности измерения количества нефти или нефтепродуктов в резервуарах головных перекачивающих станций и пунктов сдачи позволяют выявить и определить размеры потерь и наметить меры борьбы с ними.

Первого числа каждого месяца на 6-00 ч московского времени в Компании «Транснефтепродукт» или на 00-00 ч в Компании «Транснефть» на объектах магистрального трубопровода без остановки перекачки производится инвентаризация количества нефти и нефтепродуктов. Инвентаризации подлежат продукты, находящихся в резервуарах, технологических емкостях утечек, технологическом оборудовании и трубопроводах, а также в линейной части магистрального трубопровода и отводах от него.

На каждый участок линейной части МТ и отводы должны быть составлены градуировочные таблицы. При этом в линейной части МТ должны быть учтены не только участки, полностью заполненные продуктом, но участки трубопровода, в которых жидкость течет неполным сечением (самотечные). Погрешность точности измерений при учете нефти или нефтепродуктов составляет не более 0,5 %.

При инвентаризации определяется фактическое наличие нефти или нефтепродуктов, которое сличается с книжными остатками и данными бухгалтерского учета. На основании актов инвентаризации, приема и сдачи, отпуска на собственные нужды составляется балансовый отчет.

Общие потери нефти или нефтепродуктов определяются как разность приходной и расходной частей товарного балансового отчета. Они включают в себя:

· естественную убыль при хранении и проведении операций приема- отпуска;

· естественную убыль нефтепродуктов из МТ и технологических трубопроводов при транспортировке, связанных с утечками через уплотнения насосно-силового, технологического оборудования и арматуры и т.п.;

· потери нефтепродуктов, связанные с проведением технического обслуживания и ремонта (ТОР) оборудования и сооружений МТ (зачистка резервуаров, врезка и ремонт технологического оборудования и т.п.);

· разовые потери при отказах, связанных с нарушением герметичности трубопровода и оборудования (повреждения, аварии); при этом все виды разовых аварийных потерь учитываются на основании актов, составленных в каждом отдельном случае;

· потери, связанные с хищением нефти и нефтепродуктов из трубопровода и резервуаров (должны быть приложены акты расследования аварий, связанных с хищением, и расчеты потерь).

Причины расхождения в балансах перекачивающих станций происходят в результате неточности измерений уровня нефти или нефтепродуктов, неодновременного производства замеров по всем станциям, неточности определения плотности продукта и температуры др.

При большой протяженности трубопроводов существенное влияние на баланс оказывают разные величины плотности нефти или нефтепродуктов по длине трассы вследствие неравномерного распределения температур. Для точного определения массы нефтепродукта в линейной части необходимо учитывать величину давления в трубопроводе и температурные поправки на расширение нефтепродукта и стенок трубопровода, а также сорт нефтепродукта. Плотность нефтепродукта на различных участках трубопровода желательно определять с учетом так называемого «цветного графика» движения нефтепродуктов по трубопроводу.

Большое значение в снижении количественных потерь нефтепродуктов, сдаваемых на попутные нефтебазы, имеет контроль состояния заполненности отвода от МТ и технологических трубопроводов на нефтебазе.

Для этого перед сдачей нефтепродуктов по отводу от МТ на нефтебазе производят контроль заполнения приемных технологических коммуникаций от резервуара до концевых задвижек отвода. Для этого сначала открывают приемную задвижку резервуара и проверяют заполнение технологии по выходу продукта при открытии вентиля контрольного крана, установленного на наивысшей точке технологических трубопроводов. Если технологические трубопроводы не заполнены продуктом, то их нужно заполнить продуктом из приемного резервуара нефтебазы.

Заполненность отвода от секущих задвижек «0 » км у МТ до концевых задвижек на нефтебазе контролируется остановкой отвода под избыточным давлением после проведения последней приемо-сдаточной операции. При последующей сдаче нефтепродуктов по отводу проверяется величина этого давления. При падении давления в отводе выясняются причины падения и устанавливается виновная сторона, ответственная за его дозаполнение нефтепродуктом. Все эти вопросы должны определяться согласованной «Инструкцией взаимоотношений» между нефтебазой и ЛПДС.

Наилучшим решением вопроса учета количества сданного нефтепродукта по отводам от МТ для предприятия трубопроводного транспорта является установка счетчиков коммерческого учета непосредственно на «0» км отвода.

Большое влияние на правильность проведения товарно-учетных операций и их достоверность оказывает человеческий фактор . Операторы должны строго следовать действующим на предприятиях инструкциям по правилам учета нефтепродуктов, но и это не всегда гарантирует полного избежания ошибок при замерах взливов, определении плотности, температуры и т.д. Для достоверного определения плотности нефтепродукта около резервуаров должны быть, например, смонтированы специальные столики для установки мерных цилиндров с нефтепродуктом, поворотные защитные кожухи от ветра и т.д.

Повышение точности измерения нефти или нефтепродуктов в резервуарах головных перекачивающих станций и пунктов сдачи позволяет выявить и определить размеры потерь и наметить меры борьбы с ними.

Для снижения влияния человеческого фактора при учете нефти и нефтепродуктов при измерении уровня их взлива в резервуарах используются уровнемеры. Наибольшее распространение получили поплавковые уровнемеры типа УДУ . Широко применяют автоматизированные системы учета типов «Уровень» , «Утро-3 », «Радиус », «Квант », «Кор-Вол », SAAB Radar Control , ENRAF и другие. Обычно эти системы используют для оперативного учета количества нефтепродуктов, но некоторые из них, такие как SAAB Radar Control и ENRAF аттестованы ЦСМ и допущены для проведения коммерческого учета.

Например, измерительно-вычислительная система «Кор-Вол» обеспечивает измерение уровня нефтепродукта в резервуаре и средней температуры, сигнализацию оперативных уровней, вычисление объема нефти (нефтепродуктов). Система действует по принципу следящего регулирования за перемещением поплавка на поверхности нефти. Для измерения средней температуры используется комплект термометров сопротивления, смонтированных на несущей трубе, следящей за изменением уровня жидкости при помощи поплавка. Такая система, например, используется на ЛПДС «Прибой» ОАО «Юго-Запад Транснефтепродукт».

Система типа SAAB Radar работает как уровнемер по принципу отраженного луча (радара) с крыши до верхней поверхности уровня жидкости в резервуаре. Эта система применяется как для оперативного, так и для коммерческого учета нефтепродуктов (например, на ЛПДС «Илуксте» в Латвии).

Все перечисленные системы являются фактически только уровнемерами. Плотность продукта при этом приходится определять вручную по отобранным пробам со сниженных пробоотборников типа ПСР. Затем все данные вводят в компьютер и производят расчет объема и массы нефтепродукта в резервуаре.

В отличие от этих измерительных систем устройство ENRAF является гибридной системой, в которой имеется уровнемер и датчик давления, расположенный в нижней части резервуара. Система ENRAF определяют объем нефтепродукта, находящегося в резервуаре, а датчик давления умножает гидростатическое давление жидкости над собой на площадь поперечного сечения в резервуаре. В результате мы получаем величины объема и массы нефтепродукта с помиллиметровым интервалом взлива. Плотность нефтепродукта при этом не определяется обычным способом, а получается расчетным путем по известным значениям массы и объема нефтепродукта.

Эта система успешно применяется для коммерческого учета нефтепродуктов в резервуарах. Система ENRAF используется, например, на ЛПДС-8Н ОАО «ЮЗТНП».

В настоящее время стали широко применяться коммерческие узлы учета нефти и нефтепродуктов на потоке при их перекачке. Одним из таких узлов учета нефтепродуктов является узел учета нефтепродуктов (УУНП ), установленный на ЛПДС «Прибой» ОАО «ЮЗТНП», принцип работы которого основан на использовании Кориолисова ускорения при прохождении нефтепродукта по изогнутым коленам труб узла учета, в которых установлены массомеры для определения массы поступающего продукта в единицу времени. Плотность перекачиваемого продукта определяется автоматическими плотномерами, установленными на трубопроводе.

При перекачке нефти применяют систему измерения количества и показателей качества нефти (СИКН ), работающую по тому же принципу, которые устанавливаются на входе и выходе перекачивающей станции. Точность работы устройств (ENRAF и СИКН) периодически поверяется специальными тарировочными трубопоршневыми установками-пруверами (ТПУ ).

На точность работы массомеров влияет наличие мехпримесей и посторонних включений в перекачиваемом продукте. Для очистки нефти и нефтепродуктов от механических примесей и посторонних включений, влияющих на точность определения их количества и для защиты метрологических средств от механических повреждений, применяют фильтры.

В процессе работы фильтрационные элементы загрязняются, что приводит к ухудшению достоверности учета нефти и нефтепродуктов. Поэтому в настоящее время разработка модифицированных конструкций сетчатых фильтров и выбор методики их конструирования в зависимости от свойств среды и степени её загрязнения является одним из направлений по повышению их надежности, эксплуатационных характеристик, увеличению межремонтного цикла и повышению достоверности учета нефти и нефтепродуктов в целом.

При автоматизированном измерении массы нефтепродукта достигается сокращение потерь за счет повышения степени герметичности газового пространства резервуара и увеличения точности измерения. Так, при каждом измерении уровня и отборе проб вручную испаряется в среднем 13 кг бензина.

Годовая экономия за счет сокращения потерь G с при герметизированном измерении массы составит:

G с = 0, 013 · N ∙ 365, т,

где N – число открываний замерного люка в день.

Для точного учета нефтепродуктов в резервуарных парках в настоящее время широко внедряются программные комплексы учета нефти и нефтепродуктов. Например, на ЛПДС «Рыбинское» ОАО «ТрансСибнефть» внедрен комплекс «Парк», в котором заложен программный комплекс для учета нефти в резервуарных парках, получивший название СИУН (Система инвентаризации и учета нефти), разработанная для компании «Транснефть». Внедрение этого комплекса позволило автоматизировать работу товарного оператора, обеспечить оперативной информацией вышестоящие подразделения по получаемым данным о состоянии резервуарного парка.

В этом комплексе использованы радарные уровнемеры SAAB Tank Rex , уровнемеры УЛМ-11 компании «Лимако» (г. Тула) и погружные температурные датчики ТУР-9901 (г. Королев).

В диспетчерском пункте ЛПДС помимо рабочего места оператора НПС находится рабочее место товарного оператора резервуарного парка, где и установлено программное обеспечение комплекса «Парк ». Товарный оператор следит за состоянием резервуаров с помощью отображения комплекса на экране монитора. Он пользуется оперативной и двухчасовой сводками, с помощью которых в режиме реального времени следит за вычисленными параметрами, такими как масса товарной нефти, свободный объем, а также наблюдает за изменениями, произошедшими с момента начала суток или двух часов.

Автоматизация и телемеханизация технологических процессов. Важным мероприятием по борьбе с количественными потерями нефти и нефтепродуктов является внедрение автоматизации и телемеханизации на трубопроводе, позволяющие вести перекачку в оптимальном режиме , а при неисправностях принимать оперативные меры для быстрой их ликвидации.

Применение системы автоматизации и телемеханизации технологических процессов обеспечивает надежную и устойчивую работу магистральных трубопроводов.

Средства контроля и автоматизации перекачивающих станций обеспечивают оповещение о достижении аварийного максимального уровня нефти или нефтепродуктов в резервуарах и емкостях утечек, предотвращая переливы, о неисправности нефтеловушки и очистных сооружений, контролируют уровень и температуру жидкости в резервуарах.

Средства контроля и автоматики линейной части магистрального трубопровода обеспечивают оповещение персонала о разрывах трубопровода, сигнализируют о неисправностях устройств катодной и дренажной защиты трубопроводов. Они автоматически прекращают перекачку и перекрывают линейную запорную арматуру, отключая поврежденный участок, при разрыве трубопровода или появлении утечки в местах ответственных переходов и вблизи населенных пунктов, ведут непрерывный или периодический контроль трубопровода по обнаружению мелких утечек и мест их возникновения.

Для оповещения о разрывах трубопровода и утечки нефтегрузов предусматривается сигнализация о следующих изменениях параметров его работы:

· снижение давления на нагнетании перекачивающих станций;

· увеличение подачи магистральных насосов и нагрузки электродвигателей;

· возникновение дисбаланса расходов на участках трубопровода между перекачивающими станциями с резервуарными парками.

Кроме того, автоматизация и телемеханизация трубопровода имеет целью обеспечить применение экономичных технологических схем, позволяющих снизить капиталовложения и эксплуатационные затраты при различных системах перекачки.

Лекция 9.

Бизнес блог

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

ВВЕДЕНИЕ

1. ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЕБАЗЫ

2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВМЕСТИМОСТИ РЕЗЕРВУАРА И ВОССТАНОВЛЕНИЕ ГРАДУИРОВОЧНОЙ ТАБЛИЦЫ

3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТИПА РЕЗЕРВУАРА

4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ УКЛОНА РЕЗЕРВУАРА

5. ОПИСАНИЕ ПОРЯДКА И МЕТОДА ЗАМЕРА УРОВНЯ ГОРЮЧЕГО В ГОРИЗОНТАЛЬНОМ РЕЗЕРВУАРЕ

6. ОПРЕДЕЛЕНИЕ МАССЫ НЕФТЕПРОДУКТА

7. ОПИСАНИЕ ПОРЯДКА И МЕТОДА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПЛОТНОСТИ СВЕТЛЫХ НЕФТЕПРОДУКТОВ

9. ВОССТАНОВЛЕНИЕ КАЧЕСТВА НЕФТЕПРОДУКТА

10. ПОРЯДОК ПРИМЕНЕНИЯ ЕСТЕСТВЕННОЙ УБЫЛИ. МЕРОПРИЯТИЯ ПО УМЕНЬШЕНИЮ ПОТЕРЬ

11. ВИДЫ ИНВЕНТАРИЗАЦИИ И ПОРЯДОК ПРОВЕДЕНИЯ ВНЕПЛАНОВОЙ ИНВЕНТАРИЗАЦИИ. ПОРЯДОК УРЕГУЛИРОВАНИЯ НЕДОСТАЧИ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ПРИЛОЖЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

Нефтебазами называются предприятия, состоящие из комплекса сооружений и установок, предназначенных для приема, хранения и отпуска нефтепродуктов потребителям.

1. ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЕБАЗЫ

2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВМЕСТИМОСТИ РЕЗЕРВУАРА И ВОССТАНОВЛЕНИЕ ГРАДУИРОВОЧНОЙ ТАБЛИЦЫ

Имеются следующие исходные данные:

3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТИПА РЕЗЕРВУАРА

Полученные данные позволяют определить тип резервуара №7: это Р-15 (резервуар горизонтальный стальной наземного расположения, объемом 15).

4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ УКЛОНА РЕЗЕРВУАРА

Для этого воспользуемся следующими данными и формулами:

6. ОПРЕДЕЛЕНИЕ МАССЫ НЕФТЕПРОДУКТА

В настоящее время согласно правилам количественного учета применяются:

7. ОПИСАНИЕ ПОРЯДКА И МЕТОДА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПЛОТНОСТИ СВЕТЛЫХ НЕФТЕПРОДУКТОВ

Основной действующий руководящий документ для этого раздела - ГОСТ 3900-85.

Проведение испытания .

8. ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ОТБОРА ПРОБ ГОРЮЧЕГО

- с середины высоты столба жидкости

- на 250 миллиметров выше нижней внутренней образующей резервуара

Для отбора проб применяются переносные пробоотборники заводского изготовления, имеющие заземляющий проводник.

Отборы проб подразделяются на следующие виды:

· индивидуальные,

· средние

· контрольные

· арбитражная.

Индивидуальная проба характеризует качество нефтепродуктов в одном данном месте или на данном уровне.

Методы отбора проб зависят от :

· консистенции нефтепродукта;

· типа емкости, из которой отбирают пробу;

· уровня нефтепродукта (объема) в емкости;

Методы отбора проб нефтепродуктов стандартизованы.

9. ВОССТАНОВЛЕНИЕ КАЧЕСТВА НЕФТЕПРОДУКТА

Контроль качества нефтепродуктов осуществляется аналитической лабораторией нефтебазы. Данная нефтебаза такой лабораторией располагает.

Не реже одного раза в месяц отбирается проба из резервуара для контрольного анализа, который производят сотрудники прикрепленной лаборатории.

10. ПОРЯДОК ПРИМЕНЕНИЯ ЕСТЕСТВЕННОЙ УБЫЛИ. МЕРОПРИЯТИЯ ПО УМЕНЬШЕНИЮ ПОТЕРЬ

Естественные потери зависят главным образом от:

11. ВИДЫ ИНВЕНТАРИЗАЦИИ И ПОРЯДОК ПРОВЕДЕНИЯ ВНЕПЛАНОВОЙ ИНВЕНТАРИЗАЦИИ. ПОРЯДОК УРЕГУЛИРОВАНИЯ НЕДОСТАЧИ

Для непосредственного проведения инвентаризации нефтепродуктов создаются рабочие комиссии в составе:

Подобные документы

Масса нефти и нефтепродуктов. Методы измерения

Прямые методики измерения

Предисловие

1 Область применения

2 Нормативные ссылки

3 Определения

4 Методы измерений, реализуемые в МВИ массы продукта

5 Требования к МВИ массы продукта

Вам также может понравиться