Расчет массы нефтепродукта в резервуаре. Метод определения массы

Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности

2 Таблицы в электронном виде входят в поставочный комплект методик измерений.

5.5.3 При температуре измерения объема нефтепродукта измерение плотности должно осуществляться в лабораторных условиях в термостате при температуре измерения его объема. Иные методы определения плотности для данного случая не допустимы.

6 ТРЕБОВАНИЯ К ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЙ

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и объема нефтепродукта при косвенном методе динамических измерений не должны превышать значений, приведенных в таблице 1.

Таблица 1

7 СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ И ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА

7.1 При выполнении измерений массы и объема нефтепродукта применяют следующие СИ и другие технические средства, не образующие измерительные системы:

7.1.1 Неавтоматизированные СИ:

Счетчик объема (расходомер) с пределами допускаемой относительной погрешности измерения объема не более ±0,15 %;

Термометры ртутные стеклянные по ГОСТ 28498 или ГОСТ 400 с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±0,5 °С, используемые для определения температуры нефтепродукта;

СИ и технические средства, используемые для определения плотности нефтепродукта по ГОСТ 3900 или по ГОСТ Р 51069 . Требования к ним изложены в .

7.1.2 Автоматизированные СИ:

Счетчик объема (расходомер) с пределами допускаемой относительной погрешности измерения объема не более ±0,15 %;

Термопреобразователь, установленный в трубопроводе с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±0,5 °С;

Поточный плотномер с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±0,3 кг/м 3 .

7.1.3 Персональные компьютеры или технические средства для обработки и вычисления результатов измерений.

7.2 Измерительные системы в составе:

Канала (каналов) измерения объема нефтепродукта с использованием счетчиков объема (расходомеров)с пределами допускаемой относительной погрешности измерения объема не более ±0,15 %;

Канала (каналов) измерения температуры нефтепродукта с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±0,5 °С;

Канала (каналов) измерения плотности нефтепродукта с использованием поточных плотномеров с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±0,3 кг/м 3 ;

СОИ с пределом допускаемой относительной погрешности не более ±0,05 %.

7.3 СИ и технические средства в ИЛ (ИЦ):

7.3.1 При определении плотности ареометром по ГОСТ 3900 :

ГОСТ 18481 типа АН, АНТ-1. Допускается применять аналогичные ареометры, отградуированные по нижнему мениску;

ГОСТ 18481

Термометры ртутные стеклянные лабораторные типа ТЛ-4 № 4 по техническим условиям ТУ 25-2021.003 или термометры стеклянные для испытаний нефтепродукта типа ТИН-5 по ГОСТ 400 при использовании ареометров типа АН. Термометр должен быть откалиброван на полное погружение с ценой деления 0,1 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±0,2 °С;

Термостат или водяная баня для поддержания температуры с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±0,2 °С.

7.3.2 При определении плотности ареометром по ГОСТ Р 51069 :

Ареометры для нефтепродукта по ГОСТ 18481 ;

Цилиндры для ареометров стеклянные по ГОСТ 18481 или металлические соответствующих размеров;

Термометры ртутные стеклянные типа ТЛ-4 № 2 и № 3 по техническим условиям или термометры стеклянные для испытаний нефтепродукта типа ТИН-5 по ГОСТ 400 при использовании ареометров типа АН. Термометр должен быть откалиброван на полное погружение с ценой деления 0,1 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,2 °С;

Термостат или водяная баня для поддержания температуры с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,2 °С.

Примечание - Метрологические характеристики ареометров и термометров выбираются по таблицам № 1 и № 2 ГОСТ Р 51069 .

7.4 Допускается приметать другие аналогичные по назначению СИ и технические средства, допущенные к применению в установленном порядке, если их характеристики не уступают указанным в настоящей Рекомендации.

7.5 СИ и ИС должны иметь сертификаты об утверждении типа в соответствии с ПР 50.2.009 . Измерительные системы, собираемые на месте эксплуатации (ИС-2 согласно ГОСТ Р 8.596), должны быть внесены в Государственный реестр, как СИ единичного типа.

7.6 СИ и ИС, участвующие в измерении массы нефтепродукта, подлежат поверке в соответствии с ПР 50.2.006 и должны иметь действующие свидетельства о поверке или оттиски поверительных клейм.

7.7 Программное обеспечение, применяемое в составе СОИ ИС, должно быть аттестовано в установленном порядке в соответствии с МИ 2955 , МИ 2676 , МИ 2174 .

7.8 Периодичность поверки СИ, применяемых при измерениях массы нефтепродукта, должна соответствовать межповерочному интервалу, установленному при утверждении типа. Изменение межповерочного интервала проводится органом Государственной метрологической службы по согласованию с метрологической службой юридического лица.

7.9 Технологические трубопроводы должны быть отградуированы (определена вместимость) в соответствии с МИ 2800 . Градуировочную таблицу на технологический трубопровод составляют суммированием вместимостей отдельных трубопроводов.

Градуировочную таблицу на отдельный трубопровод составляют суммированием вместимостей его участков. Периодичность градуировки не реже одного раза в десять лет.

8 УСЛОВИЯ ИЗМЕРЕНИЙ

8.1 При выполнении измерений соблюдают следующие условия:

Температура окружающего воздуха от - 40 °С до + 50 °С;

Скорость ветра не более 12,5 м/с.

Примечание - Технические характеристики применяемых СИ и технических средств должны соответствовать вышеуказанным условиям.

8.2 Измерение плотности нефтепродукта в отобранной пробе должно проводиться в лаборатории или специально оборудованном помещении.

9 КВАЛИФИКАЦИЯ ОПЕРАТОРОВ, ТРЕБОВАНИЯ ОХРАНЫ ТРУДА И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

9.1 К выполнению измерений и обработке их результатов допускают лиц, достигших 18 лет, имеющих квалификацию оператора не ниже 4-го разряда, прошедших обучение и проверку знаний требований охраны труда в соответствии с ГОСТ 12.0.004 , годных по состоянию здоровья и ознакомленных с настоящей Рекомендацией.

Лица, выполняющие измерения, должны:

Соблюдать требования по охране труда, промышленной и экологической безопасности и правила пожарной безопасности, распространяющиеся на объект, на котором проводят измерения;

Выполнять измерения в специальной одежде и обуви в соответствии с ГОСТ 12.4.111 , ГОСТ 12.4.112 , ГОСТ 12.4.137 . 1 000 000

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

В области охраны труда и промышленной безопасности - ПБ 09-560 , ПОТ Р М-021 ;

В области соблюдения безопасной эксплуатации электроустановок - ПОТ Р М-016 ;

В области охраны окружающей среды и атмосферного воздуха - Федеральными законами «Об охране окружающей среды» , «Об охране атмосферного воздуха» и другими действующими законодательными актами на территории РФ.

9.4 Площадка, на которой установлена автоматизированная система налива (слива), должна содержаться в чистоте, без следов нефтепродукта, и быть оборудована первичными средствами пожаротушения. Не допускается выбросов и выделений нефтепродукта в окружающую среду.

9.5 Открытые сливо-наливные эстакады для нефтепродукта должны освещаться прожекторами. Закрытые сливо-наливные эстакады и сливо-наливные эстакады под навесами должны освещаться светильниками во взрывозащищенном исполнении, расположенными на строительных конструкциях навесов, зданий и в других местах, где исключается механическое повреждение электропроводки и светильников. При необходимости контроля за состоянием и уровнем налива следует применять безопасные аккумуляторные фонари во взрывозащищенном исполнении. Включать и выключать фонари следует за пределами взрывоопасной зоны.

9.6 Сливо-наливные эстакады для нефтепродукта должны быть защищены от прямых ударов молнии и от электрической индукции. Защита от статического электричества должна соответствовать требованиям правил .

9.7 При выполнении работ по отбору проб следует соблюдать требования безопасности, регламентируемые ГОСТ 2517 , в том числе:

Переносные пробоотборники должны быть изготовлены из материала, не образующего искр при ударе (алюминия, бронзы, латуни и др.);

Для крепления переносного пробоотборника используют гибкие, не дающие искр, металлические тросики. При применении шнуров (веревок и т.д.) из неэлектропроводных материалов - на их поверхности должен быть закреплен многожильный, не дающий искр, неизолированный металлический проводник, соединенный с пробоотборником. Перед отбором проводник - должен заземляться с элементами меры вместимости;

Запрещается отбирать пробы нефтепродукта на открытом воздухе во время грозы.

9.8 Электрооборудование (СИ и вспомогательные устройства), применяемое при выполнении измерений, должно быть изготовлено во взрывозащищенном исполнении, соответствующему классу взрывоопасной зоны по ГОСТ Р 51330.9 места применения, отвечать требованиям ГОСТ 22782.0 , ГОСТ Р 51330.0 , иметь разрешение Ростехнадзора, полученное на основании заключения экспертизы промышленной безопасности на применение во взрывоопасных зонах.

10 ПОДГОТОВКА К ВЫПОЛНЕНИЮ ИЗМЕРЕНИЙ

10.1 Подготовка к выполнению измерений проводится в соответствии с технической документацией на СИ и другие технические средства, приметаемые при измерениях.

10.2 Проверяют включенное состояние оборудования и наличие напряжения питания.

10.3 Проверяют наличие связи между вторичной аппаратурой и преобразователями.

10.4 Проверяют состояние оборудования, герметичность фланцевых соединений, контролируют отсутствие утечек нефтепродукта, отсутствие посторонних шумов и вибраций на измерительных линиях, исправность СИ, целостность пломб и клейм.

10.5 Проводят измерение и вычисление объема и массы нефтепродукта согласно разделу .

11 ВЫПОЛНЕНИЕ ИЗМЕРЕНИЙ И ВЫЧИСЛЕНИЙ

Примечание - В случае, если плотность измеряется ареометром, в результат измерения плотности вносится поправка на температурное расширение стекла для ареометров, рассчитываемая по формулам или приложения .

11.1 Измерение и вычисление объема и массы нефтепродукта косвенным методом динамических измерений средствами измерений, не образующими измерительные системы.

11.1.1 Объем нефтепродукта измеряют с помощью счетчика объема (расходомера).

11.1.2 Плотность нефтепродукта измеряют одним из следующих способов:

Поточным плотномером, установленным в трубопроводе по методике, изложенной в инструкции по его эксплуатации;

Ареометром в пробе, отобранной из трубопровода по ГОСТ 2517 .

Примечание - Измерение плотности ареометром проводят по ГОСТ Р 51069 или по ГОСТ 3900 в лаборатории или в специально оборудованном месте, защищенном от ветра, осадков, солнечной радиации и оснащенном столиком с ровной, горизонтальной поверхностью.

11.1.3 Температуру нефтепродукта при определении массы измеряют одним из следующих способов:

Термометром в пробе, отобранной из трубопровода по ГОСТ 2517 ;

Термопреобразователем, установленным в трубопроводе по методике, изложенной в инструкции по его эксплуатации.

11.1.4 Вычисление массы нефтепродукта.

11.1.4.1 При приведении плотности и объема нефтепродукта к 20 °С массу нефтепродукта, кг, вычисляют по формуле:

где V 15 - объем нефтепродукта, приведенный к 15 °С, м 3 ;

r 15 - плотность нефтепродукта, приведенная к 15 °С, кг/м 3 .

11.1.4.3 При приведении плотности к температуре измерений объёма массу нефтепродукта, кг, вычисляют:по формуле:

где V - объем нефтепродукта, при температуре его измерений, м 3 ;

r tv - плотность нефтепродукта, приведённая к температуре измерений объёма, кг/м 3 .

Примечания :

1. Алгоритмы вычислений объема и плотности реализованы в ПО и изложены в приложении .

2. При проведении измерений плотности ареометром вместо значения плотности (r tv ) в формуле () используется значение плотности (r * ), определяемое по формуле ().

3. Значение (r tv ) автоматически рассчитывается в ПО или определяется в лабораторных условиях в термостате при температуре измерения объема, кг/м 3 .

11.2 Измерение и вычисление массы нефтепродукта косвенным методом динамических измерений измерительными системами.

11.2.1 Объем нефтепродукта измеряют каналом (каналами) измерения объема нефтепродукта с использованием счетчиков объема (расходомеров).

11.2.2 Температуру нефтепродукта измеряют каналом (каналами) измерения температуры с использованием электронных термометров, установленных в трубопроводе.

11.2.3 Плотность нефтепродукта измеряют каналом (каналами) измерения плотности с использованием поточных плотномеров, установленных в трубопроводе.

11.2.4 Массу брутто нефтепродукта вычисляют согласно .

12 ОЦЕНИВАНИЕ ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИИ

12.1 Пределы относительной погрешности измерений массы нефтепродукта, %, вычисляют по формуле:

b ГОСТ Р 8.595 ;

t v , t p - температура нефтепродукта при измерении объема и при измерении плотности соответственно, °С;

d р - относительная погрешность измерений плотности нефтепродукта, %;

∆t p - абсолютная погрешность измерений температуры нефтепродукта при измерении плотности, °С;

∆t v - абсолютная погрешность измерений температуры нефтепродукта при измерении объема, °С;

d N - .

Относительная погрешность измерений плотности нефтепродукта:

где d V - относительная погрешность измерений объема, %, принимают равной относительной погрешности счетчика объема (расходомера);

dr - относительная погрешность измерений плотности нефтепродукта, %;

d t v r - составляющая относительной погрешности измерений массы нефтепродукта за счет абсолютных погрешностей измерений температур t v , t p , %;

d N - относительная погрешность средства обработки результатов измерений при вычислении массы, %.

Составляющую относительной погрешности измерений массы нефтепродукта (d t vp) за счет абсолютных погрешностей измерений температур t v и t p , вычисляют по формуле:

где ∆t r , ∆t v - абсолютные погрешности измерений температур t r , t v , °С;

b - коэффициент объемного расширения нефтепродукта, 1/°С, значение которого определяют по таблице А.1 ГОСТ Р 8.595 .

Примечания :

Если для применяемых СИ и каналов ИС заданы как абсолютные, так и относительные погрешности, то для вычисления относительной погрешности измерений массы нефтепродукта применяют формулы () или ().

Если заданы только относительные погрешности (как правило, для ИС), то для вычисления относительной погрешности измерений массы нефтепродукта применяют следующую формулу:

где d V - относительная погрешность измерений объема, %, принимают равной относительной погрешности счетчика объема (расходомера);

dr - относительная погрешность измерений плотности нефтепродукта, %;

b - коэффициент объемного расширения нефтепродукта, 1/°С, значение которого определяют по таблице А.1 ГОСТ Р 8.595 ;

∆t r - абсолютная погрешность измерения температуры нефтепродукта при измерении плотности, °С.

13 ОБРАБОТКА РЕЗУЛЬТАТОВ ИЗМЕРЕНИЙ

13.1 Значение массы нефтепродукта, кг, округляют до целых значений.

Значение объема нефтепродукта, м 3 , округляют до трех знаков после запятой.

13.2 Для учета нефтепродукта принимается значение массы в килограммах с округлением до целых значений.

14 ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ АТТЕСТАЦИИ МЕТОДИКИ ИЗМЕРЕНИЙ

14.1 Аттестацию методики измерений проводят в соответствии с ГОСТ Р 8.563 .

14.2 Аттестация методики измерений осуществляется на основе результатов метрологической экспертизы материалов разработки методики измерений, включающих документ (раздел, часть документа), регламентирующий методику измерений, применяемую предприятием на конкретной учетной операции, и результатов экспериментального или расчетного оценивания характеристик погрешности методики измерений (относительных погрешностей измерений массы и объема нефтепродукта).

14.3 Аттестацию методик измерений, применяемых в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, осуществляют метрологические службы предприятий, аккредитованные на право проведения аттестации методик измерений в соответствии с ПР 50.2.13 , государственные научные метрологические центры, органы Государственной метрологической службы.

При положительных результатах аттестации:

Оформляют свидетельство об аттестации методики измерений согласно форме ГОСТ Р 8.563 ;

Регистрируют методику измерений в Федеральном реестре методик измерений;

Документ, регламентирующий методику измерений, утверждают в порядке, установленном на предприятии (приказ, распоряжение);

В документе, регламентирующем методику измерений, указывают «методика измерений аттестована» с обозначением предприятия, метрологическая служба которого осуществляла аттестацию, либо государственного научного метрологического центра или органа Государственной метрологической службы, выполнивших аттестацию методики измерений.

Примечания :

1. При разработке методик измерений на основе настоящей Рекомендации не допускается внесение изменений в формулы и алгоритмы расчета.

2. Допускается разработка одного документа на методики измерений для нескольких мест проведения учетных операций при использовании в них:

- СИ одного типа;

- ИС одного типа, реализующих один физический принцип измерений, с идентичным перечнем и составом измерительных каналов.

БИБЛИОГРАФИЯ

[ 5] Федеральный закон «Об охране атмосферного воздуха» от 04 мая 1999 г. № 96-ФЗ

[ 7] АСТМ Д 1250-2007 Стандартное руководство по применению таблиц измерения параметров нефти и нефтепродукта (таблицы 53В, 54В)

b = 0,00123 1/°С

А.1.2 Проведение расчета:

А.1.2.1 Определение массы при приведении плотности и объема бензина к 15 °С:

А.1.2.1.1 Вычисляют плотность по формуле () с учётом:

Поправки на температурное расширение стекла ареометра;

Условия, что t 0 =t r

Поправочный коэффициент (К а ) вычисляют по формуле .

А.1.2.1.2 Плотность (р *) и объем нефтепродукта приводят к 15 °С по таблицам 53В и 54В в следующей последовательности:

А.1.2.1.2.1 По таблице 53В в строке «плотность при температуре измерения» находят величину 709,0 и на уровне температуры 22 °С отмечают соответствующую ей плотность при15°С: r 15 = 715,4 кг/м 3 .

Примечание - При использовании таблицы 53В допускается проводить математическую интерполяцию.

А.1.2.1.2.2 По таблице 54В в строке «плотность при 15 °С» находят ближайшее к полученному по таблице 53В значению плотности 715,4 кг/м 3 значение 716,0 кг/м 3 и на уровне температуры 25 °С находят поправочный коэффициент на объем нефтепродукта (К) - 0,9871.

Примечание - При использовании таблицы 54В проводить математическую интерполяцию между температурой и плотностью не допускается.

А.1.2.1.2.3 Объем бензина, приведенный к 15 °С, вычисляют по формуле:

А.1.2.2. Расчет пределов относительной погрешности измерений массы и объема нефтепродукта:

А.1.2.2.1 Пределы относительной погрешности измерений массы нефтепродукта вычисляют по формуле ():

Относительную погрешность измерений плотности нефтепродукта вычисляют по формуле ():

А.1.2.2.2 Пределы относительной погрешности измерений объема нефтепродукта, приведенного к стандартным условиям, вычисляют по формуле ():

Величину (d t v r ) вычисляют по формуле ():

А.2 Пример 2

Расчет массы, объема и погрешности измерений массы и объема нефтепродукта измерительными системами.

А.2.1 Исходные данные:

А.2.2 Проведение расчета:

А.2.2.1 Определение массы при приведении плотности и объема нефтепродукта к 15 °С:

А.2.2.1.1 Объем нефтепродукта, приведенный к 15 °С, вычисляют по формуле:

А.2.2.2 Расчет пределов относительной погрешности измерений массы и объема нефтепродукта.

А.2.2.2.1 Пределы относительной погрешности измерений массы нефтепродукта вычисляют по формуле:

где r * - плотность с учётом поправки на температурное расширение стекла ареометра;

r - плотность нефтепродукта, измеренная ареометром, кг/м 3 ;

К а - поправочный коэффициент на температурное расширение стекла ареометра, определяемый по формулам или .

Б.2 Для ареометров, отградуированных при 15 °С, поправочный коэффициент вычисляют по формуле:

где t 0 - температура продукта в рабочих условиях, °С.

Приложение В
(справочное)
Алгоритмы приведения объёма и плотности к стандартным и рабочим условиям

Настоящее приложение содержит алгоритмы, реализованные в ПО 3:

________________

3 Алгоритмы не предназначены для расчётов вручную.

Приведение плотности продукта от рабочих условий к стандартным условиям (температура продукта 15 °С или 20 °С, избыточное давление продукта 0 Па);

Приведение объема продукта от рабочих условий к стандартным условиям (температура продукта 15 °С или 20 °С, избыточное давление продукта 0 Па);

Приведение плотности продукта от стандартных условий (температура продукта 15 °С или 20 °С, избыточное давление продукта 0 Па) к рабочим условиям;

Приведение плотности продукта от рабочих условий к условиям измерений объёма.

Схема приведения объёма и плотности к стандартным и рабочим условиям представлена на рис. 1:

Рис. 1

В.1 Приведение плотности продукта от рабочих условий к стандартным условиям (температура продукта 15 °С или 20 °С, избыточное давление продукта 0 Па).

Для выполнения вычислений используются значения следующих величин:

t 0 - температура продукта в рабочих условиях, °С;

Р 0 - избыточное давление продукта в рабочих условиях, кПа;

r 0 - плотность продукта в рабочих условиях, кг/м 3 ;

Т - стандартная температура (15 °С или 20 °С), °С;

Р - стандартное избыточное давление (0 Па), кПа.

Примечание - В случае, если плотность продукта измеряется ареометром, в результат измерения плотности вносится поправка на температурное расширение стекла для ареометров, рассчитываемая по формуле:

- для ареометров, отградуированных при 15 °С, поправочный коэффициент вычисляют по формуле:

В результате расчёта получают значения следующих величин:

P Т; - плотность продукта при стандартных условиях (температура продукта 15 °С или 20 °С, избыточное давление продукта 0 Па), кг/м 3 ;

C tl - корректирующий фактор на температуру продукта;

С PL - корректирующий фактор на давление продукта;

F P - фактор сжимаемости продукта, кПа -1 ;

С тр L - корректирующий фактор на температуру и давление продукта.

Ниже приведён алгоритм вычислений.

В.1.1 Температура продукта приводится к °F:

В.1.2 Рассчитывается избыточное давление продукта в рsig:

Если условия не выполняются, то расчет завершается.

В.1.3 Проверяют выполнение условий по плотности:

Если условия не выполняются, то расчет завершается.

В.1.4 Определяют максимальное и минимальное значение плотности при стандартных условиях (60 °F):

В.1.6 Пересчитывают температуру продукта из температурной шкалы ITS-90 в температурную шкалу ITS-68:

Значения коэффициентов a i :

В.1.7 Рассчитывают плотность продукта при стандартных условиях (60 °F) соответствующую температурной шкале IТS-68:

Значение d 60 = 0,0134979547.

Значения К 0 , К 1 , К 2 определяют по таблице В.1.

Таблица В.1

Предисловие

1 Область применения

2 Нормативные ссылки

3 Определения

4 Методы измерений, реализуемые в МВИ массы продукта

5 Требования к МВИ массы продукта

Приложение А
(справочное)

Коэффициенты объемного расширения продукта b

Библиография

Еще документы скачать бесплатно

• Постановление 31 О внесении изменений и дополнений в постановление Министерства труда Российской Федерации от 29 июня 1994 г. N 51 "О нормах и порядке возмещения расходов при направлении работников предприятий, организаций и учреждений для выполнения монтажных, наладочных, строительных работ, на курсы повышения квалификации, а также за подвижной и разъездной характер работы, за производство работ вахтовым методом и полевых работ, за постоянную работу в пути на территории Российской Федерации"

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

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

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 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:

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 .

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;

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.

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.

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СОВЕТ ПО СТАНДАРТИЗАЦИИ, МЕТРОЛОГИИ И СЕРТИФИКАЦИИ
(МГС)

INTERSTATE COUNCIL FOR STANDARDIZATION, METROLOGY AND CERTIFICATION
(ISC)

Предисловие

Цели, основные принципы и основной порядок проведения работ по межгосударственной стандартизации установлены ГОСТ 1.0-92 «Межгосударственная система стандартизации. Основные положения» и ГОСТ 1.2-97 «Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосударственные, правила, рекомендации по межгосударственной стандартизации. Порядок разработки, принятия, обновления и отмены»

Сведения о стандарте

1 РАЗРАБОТАН Федеральным государственным унитарным предприятием «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии» (ФГУП ВНИИР)

2 ВНЕСЕН Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии

3 ПРИНЯТЫ Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол № 36 от 26 января 2009 г.)

4 Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 18 июня 2009 г. № 195-ст рекомендации по межгосударственной стандартизации РМГ 86-2009 введены в действие в качестве рекомендаций по метрологии Российской Федерации с 1 января 2010 г.

5 Настоящие рекомендации разработаны на основе рекомендации по метрологии Российской Федерации МИ 2951-2005 «Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти. Методика выполнения измерений в вертикальных резервуарах в системе магистрального нефтепроводного транспорта»

6 ВВЕДЕНЫ ВПЕРВЫЕ

Информация о введении в действие (прекращении действия) настоящих рекомендаций публикуется в информационном указателе «Национальные стандарты».

Информация об изменениях к настоящим рекомендациям публикуется в информационном указателе «Национальные стандарты», а текст изменений - в информационных указателях «Национальные стандарты». В случае пересмотра или отмены настоящих рекомендаций соответствующая информация будет опубликована в информационном указателе «Национальные стандарты»

Государственная система обеспечения единства измерений

МАССА НЕФТИ
МЕТОДИКА ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ В ВЕРТИКАЛЬНЫХ РЕЗЕРВУАРАХ
В СИСТЕМЕ МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА

Основные положения

State system for ensuring the uniformity of measurements. Mass of petroleum.
Measurement procedure in vertical tanks in the main petrowire systems. Basic propositions

Д ат а введения - 2010-01-01

1 Область применения

1.1 Настоящие рекомендации распространяются на вертикальные стальные цилиндрические резервуары типов РВС, РВСП, РВСПК и на железобетонные резервуары цилиндрической и прямоугольной формы типов ЖБР, ЖБРП, ЖБРПК (далее - резервуары) номинальной вместимостью до 50000 м 3 .

1.2 Рекомендации устанавливают методику выполнения измерений массы товарной нефти (далее - нефть) в резервуарах при проведении учетных операций в системе магистрального нефтепроводного транспорта ОАО «АК «Транснефть», включая прием нефти от грузоотправителей и сдачу ее грузополучателям.

2 Нормативные ссылки

6.9 Средства измерений, применяемые при выполнении измерений, должны быть сертифицированы (аттестованы, внесены в государственный реестр) в стране применения и признаны странами - участниками приемо-сдаточных операций.

6.10 Применяемые средства измерений должны иметь действительные свидетельства о поверке, оформленные в соответствии с требованиями соответствующих методик поверки, и (или) поверительные клейма.

7 Требования к квалификации операторов

К выполнению измерений допускаются лица, отвечающие следующим требованиям:

Прошедшие обучение, инструктаж на рабочем месте и стажировку по специальности, получившие квалификацию товарного оператора не ниже четвертого разряда и имеющие допуск к самостоятельной работе;

8 Требования безопасности

8.1 Резервуары (резервуарные парки), входящие в состав нефтеперекачивающих станций и перевалочных нефтебаз, относятся к опасным производственным объектам.

8.2 При выполнении измерений массы нефти в резервуарах возможно наличие следующих опасных и вредных производственных факторов:

Образование взрывоопасной среды.

Смесь паров нефти с воздухом по степени взрывоопасности относится к категории II А, группе Т3 («Правила устройства электроустановок»).

Загазованность воздуха рабочей зоны.

По степени воздействия на организм человека (токсичности) нефть, в зависимости от содержания в ней сероводорода, относится к 3-му классу опасности вредного вещества («умеренно опасное») или 2-му классу опасности («высокоопасное») по ГОСТ 12.1.007 .

8.3 Для обеспечения взрывобезопасности при выполнении измерений применяемые средства измерений и вспомогательные устройства, относящиеся к категории электрооборудования, должны быть сертифицированы на соответствие требованиям к взрывобезопасности.

Переносные средства измерений и технические средства должны быть изготовлены из материалов, исключающих возможность образования искр при контакте с конструктивными элементами резервуаров и их оборудования.

8.4 На территории резервуарных парков по графику, утвержденному руководителем структурного подразделения, в установленных точках следует проводить контроль соответствия воздуха рабочей зоны санитарно-гигиеническим требованиям ГОСТ 12.1.007 . Контроль проводят аттестованные работники с помощью переносных газоанализаторов.

8.5 В качестве переносных светильников следует применять аккумуляторные фонари напряжением не более 12 В во взрывобезопасном исполнении, включение и выключение которых должно выполняться вне территории обвалования.

8.6 К выполнению измерений массы нефти в резервуарах допускают лиц не моложе 18 лет, не имеющих медицинских противопоказаний к работе на опасных производственных объектах, отвечающих установленным квалификационным требованиям, прошедших обучение и проверку знаний норм и правил безопасности труда.

8.7 Допущенные к выполнению измерений операторы должны знать схемы коммуникаций резервуарного парка (резервуара), требования технологических карт эксплуатации резервуаров и уметь в нормативные сроки безошибочно выполнять необходимые переключения. Схемы и технологические карты эксплуатации резервуаров должны находиться на рабочих местах операторов.

8.8 Операторы должны иметь одежду и обувь, изготовленные из материалов, не накапливающих статическое электричество. Обувь не должна иметь металлических накладок и гвоздей. Ручные измерения уровня нефти и отбор проб, сопряженные с контактом с нефтью, выполняют в резиновых перчатках.

8.9 При открытии измерительных («замерных») люков, ручном отборе проб и измерениях уровня нефти оператор должен находиться с наветренной стороны (стоять спиной к ветру), а если это невозможно в силу конструктивных особенностей размещения измерительного люка - стоять боком к ветру. Работы следует проводить в присутствии наблюдающего (дублера).

Операторам запрещается:

Находиться на крыше (площадках) резервуара, проводить измерения уровня нефти и отбор проб вручную во время грозы;

Находиться во время закачки и откачки нефти из резервуара на плавающей крыше.

8.10 В экстремальных условиях (туман, обледенение и др.) отбор проб, измерения уровня ручным способом на высоте допускается проводить при применении дополнительных мер безопасности (дополнительного освещения, песка для устранения скольжения и других необходимых мер), которые предусматриваются в инструкции по охране труда для операторов при работе в резервуарном парке.

8.11 Для безопасной доставки проб нефти с резервуара в лабораторию их следует переносить в специальных тканевых сумках, надеваемых через плечо.

8.12 Для операторов, выполняющих измерения в соответствии с настоящими рекомендациями, начальником подразделения должна быть разработана инструкция по охране труда, которую утверждает руководитель структурного подразделения. Рекомендации должны быть доведены до исполнителей под роспись.

9 Условия измерений

9.1 При выполнении измерений соблюдают следующие условия:

9.1.1 Отношение максимального (Н макс ) и минимального (Н мин ) уровня нефти наполненного и опорожненного резервуара удовлетворяет следующим требованиям:

При пределах относительной погрешности определения вместимости резервуара ± 0,1 %;

При пределах относительной погрешности определения вместимости резервуара ± 0,2 %.

9.1.2 Нефть по степени подготовки должна соответствовать требованиям .

9.2 В случае невыполнения указанных условий оператор должен сообщить о нарушениях начальнику ПСП.

10 Подготовка к выполнению измерений

При подготовке к выполнению измерений:

Обеспечивают отстой нефти после заполнения резервуара продолжительностью не менее двух часов;

Проверяют:

исправность, готовность к работе системы (средств) измерений и технических средств, чистоту сосуда для пробы;

целостность пломб и клейм.

11 Выполнение измерений

11.1 Выполнение измерений в резервуаре, не оснащенном системой измерений количества нефти

11.1.1 Измерения уровня нефти и подтоварной воды в резервуаре

11.1.1.1 Уровень нефти измеряют уровнемерами, измерительными рулетками с грузом по ГОСТ 7502 или электронными рулетками.

Уровень подтоварной воды измеряют уровнемерами, измерительными рулетками при помощи водочувствительной ленты или пасты, электронными средствами измерений.

Уровень нефти и подтоварной воды в резервуарах допускается измерять другими техническими средствами, сертифицированными для выполнения данных операций.

11.1.1.2 Измерения уровня нефти измерительной рулеткой

Ленту рулетки до и после измерений протирают мягкой тряпкой насухо.

Проверяют базовую высоту резервуара как расстояние по вертикали от днища в точке касания груза измерительной рулетки до верхнего края измерительного люка или до риски направляющей планки измерительного люка.

Полученный результат сравнивают с известным (паспортным) значением базовой высоты, нанесенной на резервуаре.

Если базовая высота (Н б ) отличается от полученного результата не более чем на 0,1 % Н б , то измерение уровня нефти рулеткой осуществляют в следующей последовательности:

Опускают ленту рулетки с грузом медленно до касания лотом днища или опорной плиты (при наличии), не допуская отклонения лота от вертикального положения, не задевая за внутреннее оборудование, сохраняя спокойное состояние поверхности нефти и не допуская волн.

Затем рулетку поднимают строго вертикально, не допуская смещения в сторону, и берут отсчет на месте смоченной части ленты нефтью.

Измерения уровня жидкости в каждом резервуаре проводят дважды. Если результаты измерений отличаются не более чем на 1 мм, то в качестве результата измерений уровня принимают их среднее значение.

11.1.1.3 Если базовая высота (Н б ) отличается от полученного результата более чем на 0,1 % Н б , выясняют причину изменения базовой высоты и устраняют ее в кратчайшие сроки. Базовую высоту резервуара измеряют не менее чем один раз в год.

На период, необходимый для выяснения и устранения причин изменения базовой высоты, разрешается измерения уровня нефти проводить по высоте пустоты резервуара.

11.1.1.4 Определение уровня нефти по высоте пустоты резервуара с помощью измерительной рулетки

Опускают ленту рулетки с грузом медленно до погружения груза в нефть, не допуская отклонения лота от вертикального положения, не задевая за внутреннее оборудование, сохраняя спокойное состояние поверхности нефти и не допуская волн.

Первый отсчет (верхний) берут по рулетке на уровне риски планки измерительного люка. Затем рулетку поднимают строго вертикально, не допуская смещения в сторону, и берут отсчет на месте смоченной части ленты нефтью (нижний отсчет).

Отсчет по ленте рулетки проводят сразу после появления смоченной части ленты рулетки над измерительным люком с точностью до 1 мм.

Измерения высоты пустоты в каждом резервуаре проводят дважды. Если результаты измерений отличаются не более чем на 1 мм, то в качестве результата измерений уровня принимают их среднее значение.

Если полученное расхождение измерений составляет более 1 мм, то измерения повторяют еще дважды и берут среднее значение из трех наиболее близких измерений.

Высоту пустоты находят как разность верхнего и нижнего отсчетов по рулетке.

Уровень нефти в резервуаре определяют вычитанием полученного значения высоты пустоты из паспортного значения базовой высоты резервуара.

При определении уровня жидкости в резервуарах с плавающей крышей по «высоте пустоты» резервуара учитывают поправку D Н б , зависящую от разноса точек отсчета базовой высоты резервуара и уровня нефти, а также от конструктивных особенностей днища резервуара. Поправку D Н б рассчитывают по формуле

(1)

где Н ж - уровень жидкости в резервуаре, измеренный с использованием измерительного люка на крыше резервуара;

Уровень жидкости в резервуаре, измеренный с использованием измерительного люка на верхней площадке направляющей колонны.

11.1.1.5 Измерения уровня подтоварной воды в резервуарах измерительной рулеткой Измерения уровня подтоварной воды в резервуарах проводят измерительной рулеткой при помощи водочувствительной ленты или пасты в следующей последовательности:

Водочувствительную ленту в натянутом виде прикрепляют к поверхности лота с двух противоположных сторон.

Водочувствительную пасту наносят тонким слоем 0,2-0,3 мм на поверхность лота полосками с двух противоположных сторон.

Рулетку с лотом с водочувствительной пастой или с прикрепленной водочувствительной лентой при определении уровня подтоварной воды выдерживают в резервуаре неподвижно в течение 2-3 мин, когда водочувствительный слой полностью растворится и грань между слоями воды и нефти будет резко выделена.

Измерения уровня подтоварной воды в резервуаре проводят дважды. Если результаты измерений отличаются не более чем на 1 мм, то в качестве результата измерений уровня принимают их среднее значение.

Измерения уровня подтоварной воды повторяют, если на ленте или пасте она обозначена нечетко, косой линией или на неодинаковой высоте с обеих сторон, что указывает на наклонное положение лота при выполнении измерений.

Размытая грань является следствием отсутствия резкой границы раздела между водой и нефтью и свидетельствует о наличии водоэмульсионного слоя. В этом случае измерения повторяют после отстоя и расслоения эмульсии.

11.1.2 Определение фактического объема нефти в резервуаре

11.1.2.1 Общий объем нефти в резервуаре и объем подтоварной воды определяют по градуировочной таблице на конкретный резервуар.

Фактический объем нефти в резервуаре вычисляют по формуле

V н = V 0 + (2a ст + a s )(t ст - 20)], (2)

где V 0 - объем нефти в резервуаре по градуировочной таблице, м 3 ;

a ст - температурный коэффициент линейного расширения материала стенки резервуара, значение которого принимают равным 12,5 × 10 -6 1/°С;

a s - температурный коэффициент линейного расширения материала средства измерений уровня, значение которого при измерениях уровня рулеткой из нержавеющей стали a s принимают равным 12,5 × 10 -6 1/°С. При измерениях уровня нефти рулеткой по высоте пустоты резервуара, а также при измерениях уровня нефти уровнемерами принимают a s = 0;

t ст - температура стенки резервуара, принимаемая равной температуре нефти в резервуаре.

Объем нефти в резервуаре по градуировочной таблице, м 3 , вычисляют по формуле

V 0 = V ж - V в , (3)

где V ж - объем жидкости (нефть и подтоварная вода), определяемый по градуировочной таблице резервуара, составленной при температуре 20 °С по ГОСТ 8.570 , м 3 ;

V в - объем подтоварной воды в резервуаре, определяемый по градуировочной таблице резервуара, составленной при температуре 20 °С по ГОСТ 8.570 , м 3 .

11.1.2.2 При выполнении измерений массы нефти в резервуарах с понтоном или плавающей крышей учитывают поправку на изменение уровня жидкости D V ж , м 3 , обусловленное влиянием понтона или плавающей крыши.

Соответственно, при определении объема нефти в указанных резервуарах используют объем жидкости с поправкой , определяемый по формуле

(4)

Для резервуаров с понтоном поправку на изменение объема жидкости вычисляют по формуле

(5)

где М понт - масса понтона, взятая из паспорта резервуара, кг;

r изм - плотность нефти в резервуаре в условиях измерения объема нефти, кг/м 3 ;

r град - плотность жидкости, применяемая в расчетах вместимости резервуара при его градуировке, кг/м 3 ; значение r град должно быть приведено в градуировочной таблице на резервуар.

Для резервуаров с плавающей крышей поправку на изменение объема жидкости вычисляют по формуле

где D h - поправка на изменение уровня жидкости, мм;

D п.н - диаметр плавающей крыши, мм;

D 1 ,..., D п - диаметры отверстий в плавающей крыше, мм;

N - число отверстий.

Значение p принимают равным 3,1416.

Значения h град , D п.н , D 1 ,..., D п берут из протокола градуировки резервуара.

Поправку на изменение уровня жидкости, мм, вычисляют по формуле

D h = h изм - h град . (7)

где h изм - расстояние по вертикали от риски измерительного люка на плавающей крыше до уровня нефти при условиях измерения уровня, мм;

h град - расстояние по вертикали от риски измерительного люка на плавающей крыше до уровня нефти, учитываемое при градуировке резервуара, мм;

11.1.2.3 Значение объема нефти в резервуаре, приведенное к стандартным условиям, вычисляют:

Для стандартной температуры 15 °С (V н 15 ) - по формуле

V н 15 = V н × CTL v , (8)

Для стандартной температуры 20 °С (V н 20 ) - по формуле

(9)

где CTL v и CTL 20-15 - поправочные коэффициенты, вычисляемые по формулам:

CTL v = ехр[-b 15 × D t v (1 + 0,8b 15 × D t v ] (10)

CTL 20-15 = ехр[-b 15 × 5(1 + 0,8b 15 × 5], (11)

где - коэффициент объемного расширения нефти при температуре 15 °С (r 15 - значение плотности нефти при температуре 15 °С);

D t v = t v - 15 - отклонение температуры нефти при измерении объема нефти от стандартной температуры 15 °С.

11.1.3 Определение плотности нефти в резервуаре

Плотность нефти измеряют плотномером в соответствии с инструкцией по эксплуатации на данный тип или по ГОСТ 3900 с учетом , или по с учетом систематической погрешности, определенной по по объединенной пробе нефти, отобранной из резервуара в соответствии с ГОСТ 2517 . Значения плотности приводят к температуре измерения объема нефти в резервуаре и к стандартным условиям в соответствии с или .

11.1.4 Определение температуры нефти в резервуаре

Среднюю температуру нефти в резервуаре определяют с помощью стационарных преобразователей температуры или преобразователя температуры в составе электронной рулетки в соответствии с требованиями инструкции по эксплуатации одновременно с измерениями уровня или вручную путем ее измерений при отборе точечных проб.

При отборе объединенной пробы стационарными пробоотборниками в один прием по ГОСТ 2517 определяют среднюю температуру нефти путем измерений температуры этой пробы термометром.

При отборе точечных проб температуру нефти в пробе определяют в течение 1-3 мин после отбора пробы, при этом переносной пробоотборник выдерживают на уровне отбираемой пробы в течение не менее пяти минут. Термометр погружают в нефть на глубину, указанную в техническом паспорте на данный термометр, и выдерживают в пробе до принятия столбиком ртути постоянного положения.

Среднюю температуру нефти рассчитывают по температуре точечных проб, используя соотношение для составления объединенной пробы из точечных по ГОСТ 2517 .

11.1.5 Определение массы брутто нефти в резервуаре

Массу брутто нефти в тоннах вычисляют по формуле

М бр = V н × r н × 10 -3 , (12)

где r н - плотность нефти при температуре измерений объема в резервуаре, кг/м 3 ;

V н - фактический объем нефти в резервуаре, м 3 , вычисленный по формуле ().

11.1.6 Определение массы брутто нефти при откачке из резервуара

При откачке нефти из резервуара массу сданной нефти определяют как разность первоначальной массы и массы остатка.

Массу сданной нефти М сд вычисляют по формуле

М сд = М н 1 - М н 2 , (13)

где М н 1 - масса нефти до начала откачки, вычисленная по формуле (), т;

М н 2 - масса остатка нефти, вычисленная после откачки нефти из резервуара по формуле (), т.

11.1.7 Определение массы брутто нефти при закачке нефти в резервуар

При закачке нефти в резервуар массу принятой нефти М пр вычисляют по формуле

М пр = М бр 2 - М бр 1 . (14)

где М бр 1 - масса нефти до начала закачки нефти в резервуар, вычисляемая по формуле (), т;

М бр 2 - масса остатка нефти, вычисляемая по окончании процесса закачки по формуле (), т.

11.1.8 Определение массы нетто нефти в резервуаре

Массу нетто нефти М н , т, вычисляют как разность массы брутто нефти М , т, и массы балласта т, т, по формуле

(15)

где W в - массовая доля воды в нефти, %;

W м.п - массовая доля механических примесей в нефти, %;

W х.с - массовая доля хлористых солей в нефти, %, вычисляемая по формуле

где j х.с - концентрация хлористых солей в нефти, мг/дм 3 ;

r v - плотность нефти при условиях измерений объема нефти, кг/м 3 .

Если измеряют не массовую, а объемную долю воды в нефти, то массовую долю вычисляют по формуле

где j в - объемная доля воды в нефти, %;

r в - плотность воды, кг/м 3 (принимают равной 1000 кг/м 3).

11.2 При автоматизированных измерениях массы нефти в мерах вместимости уровень нефти измеряют уровнемером, входящим в состав автоматизированной системы учета. Плотность нефти определяют по каналу измерений плотности АСУ или по объединенной пробе нефти, отобранной по ГОСТ 2517 . Температуру нефти измеряют автоматически, используя канал измерений температуры автоматизированной системы учета.

12 Обработка результатов измерений

12.1 При применении системы измерений количества нефти обработка результатов измерений и необходимые расчеты объема и массы нефти проводятся системой обработки информации автоматически (с учетом данных, введенных оператором вручную). Допускается проводить обработку результатов вручную.

12.2 Алгоритмы и программы обработки данных результатов измерений должны быть аттестованы в порядке, установленном .

13 Оформление результатов измерений

13.1 Протоколы измерений, выполненных измерительными компонентами системы измерений количества нефти, хранят в распечатанном виде в деле. Форма протоколов - согласно установленной в компьютерной программе системы.

13.2 Результаты измерений, выполненных переносными средствами измерений, фиксируют в журнале регистрации результатов измерений, формы которых приведены в приложении .

13.3 На основании журналов регистрации результатов измерений оформляют акт приема-сдачи нефти.

14 Обеспечение требований к погрешности измерений

14.1 Средства измерений, применяемые при измерениях, должны иметь сертификат об утверждении типа.

14.2 Средства измерений, применяемые при измерениях, должны быть поверены. Периодичность поверки - не реже одного раза в год.

14.3 Периодическую поверку резервуаров проводят не реже одного раза в пять лет.

Формы журналов регистрации результатов измерений массы нефти в вертикальном резервуаре

Таблица А.1 - Форма журнала для резервуаров типов РВС, ЖБР, ЖБРП

Окончание таблицы А.1

Таблица А.2 - Форма журнала для резервуаров типов РВСП, РВСПК, ЖБРПК

Окончание таблицы А.2

Приложение Б
(справочное)

Пример выполнения измерений массы нефти в резервуаре

Для примера выбран резервуар типа РВСПК-50000, при этом измерения уровня жидкости и подтоварной воды выполняют измерительной рулеткой с грузом, а измерения температуры нефти в резервуаре - стационарной многоточечной системой.

Б.1 Измерение уровня нефти и подтоварной воды

Б.1.1 Проверка базовой высоты резервуара

Результат измерения Н изм = 20629 мм.

Значение базовой высоты, приведенное в градуировочной таблице резервуара Н б = 20634 мм.

Относительное отклонение полученного результата измерения не превышает 0,1 % от значения базовой высоты, приведенного в градуировочной таблице резервуара.

Б.1.2 Определение уровня жидкости в резервуаре

d H 1 , d H 2 - относительные погрешности измерений уровней нефти в резервуаре до отпуска нефти из резервуара и после отпуска нефти из резервуара соответственно, %;

D Т v 1 , D Т r 1 t v 1 , t r 1 до отпуска нефти из резервуара, °С;

D Т v 2 , D Т r 2 - абсолютные погрешности определений температур нефти в резервуаре t v 2 , t r 2 после отпуска нефти из резервуара, °С;

G 1 , G 2 - коэффициенты, вычисляют по формулам:

(В.2)

где b - коэффициент объемного расширения нефти 1/°С;

t v 1 , t v 2 - температуры нефти при измерении ее объема до отпуска нефти из резервуара и после отпуска нефти из резервуара, соответственно, °С;

t r 1 , t r 2 - температуры нефти при измерении ее плотности до отпуска нефти из резервуара и после отпуска нефти из резервуара, соответственно, °С.

Относительные погрешности измерений уровней нефти в резервуаре d H 1 , d H 2 , %, вычисляют по формулам:

(В.3)

где - абсолютная погрешность измерений уровней нефти, мм;

Значения уровней нефти в резервуаре, измеренных до отпуска нефти из резервуара и после отпуска нефти из резервуара, соответственно, мм.

Пределы относительной погрешности измерений массы нетто нефти в процентах вычисляют по формуле

(В.4)

где D W м.в - абсолютная погрешность измерения массовой доли воды в нефти, %;

D W м.п - абсолютная погрешность измерения массовой доли механических примесей в нефти, %;

D W х.с - абсолютная погрешность измерения массовой доли хлористых солей в нефти, %. Абсолютные погрешности измерений массовых долей воды, механических примесей и хлористых солей в нефти вычислены в соответствии с приложением Г.

Приложение Г
(обязательное)

Порядок расчета погрешностей определений в лаборатории массовых долей воды, механических примесей и хлористых солей

Абсолютные погрешности определений массовых долей воды и механических примесей, %, вычисляют в соответствии с . Для доверительной вероятности Р = 0,95 и двух измерений соответствующего показателя качества нефти абсолютную погрешность его измерений вычисляют по формуле ГОСТ 21534 Государственная система обеспечения единства измерений. Определение и применение показателей прецизионности методов испытаний нефтепродуктов

Ключевые слова : масса, масса брутто товарной нефти, масса балласта, масса нетто товарной нефти, методика выполнения измерений, объем, вертикальный резервуар, уровнемер, погрешность, уровень, градуировка, поверка, температура, плотность, давление

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 ;

К

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 ;

b

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