Как найти массу нефтепродукта

Для
определения плотности нефти и нефтепродукта при температуре в резервуаре во
время измерения его объема используется ГОСТ 3900-85(Изм.№1).

Последовательность
определения плотности нефти и нефтепродуктов при температуре измерения объема
резервуара.

Пример: плотность нефтепродукта при
+20 °С равна 0,652. Температура нефтепродукта в резервуаре +27,5 °С. Определить
плотность нефтепродукта при температуре +27,5°С.

Для
пересчета плотности нефтепродукта, измеренной  при 20⁰С, на
плотность +27,5⁰С необходимо:

1.
По таблице ГОСТа 3900-85(Изм.№1) в столбце «Температура испытания, ⁰С»
найти значение температуры испытания — +27,5⁰С;

2.
В строке «+27,5⁰С» найти близкое к взятому в 5-ом цехе числовому
значению плотности продукта при 20 °С (0,652) это 0,647.

3.Отклонение
найденного в таблице значения от лабораторного составляет 0,652-0,647=0.005

4.
По столбцу найденного в таблице ближайшего значения (0,647) в строке «Плотность
по шкале ареометра, г/см³» находим показатель — 0,640. Этот
показатель является округленным значением плотности по ареометру.

5.
К округленному значению плотности по ареометру (0,640) прибавляем отклонение,
найденное в пункте 3 (0.005): 0,640+0,005=0,645. Найденное значение является
плотностью нефти или нефтепродукта при температуре измерения их объема.

3.5  РАСЧЕТ МАССЫ  НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТА В
РЕЗЕРВУАРЕ.

Масса нефти или
нефтепродукта определяется по формуле:

m = с*V       ( 2.1)

где: m – масса нефти
или нефтепродукта в резервуаре;

         с  — плотность нефти или нефтепродукта
в резервуаре при температуре измерения объема(погружении);

         V  — объем
нефти или нефтепродукта в резервуаре;

Пример:

§ 
замер резервуара – 650 см.;

§ 
лабораторная плотность при 20⁰С
— 0,652 г/см³;

§ 
температура нефти или нефтепродукта в
резервуаре – +27,5⁰С.

Определить
массу нефти или нефтепродукта в резервуаре:

§ 
Найти плотность нефти или нефтепродукта
в резервуаре при температуре измерения их объема (с):

§ 
в соответствии с пунктом 3.4 плотность
нефти или нефтепродукта при температуре 27,5⁰С и лабораторной плотности
при 20⁰С  0,652 равна 0,645 (с = 0,645).

§ 
найти объём нефти или нефтепродукта в
резервуаре (V):

§ 
в соответствии с пунктом 2.1 по
калибровочным таблицам находим объем нефти или нефтепродукта в резервуаре соответствующий
замеру 650см. – 755,726 м³.

§ 
найденные значения подставить в формулу
2.1:

          m = 0,645*755,726 = 487т

3.6.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ  МАССЫ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ С ПОМОЩЬЮ                    РАДАРА и
серводатчика.

3.6.1. Современные системы измерения
и контроля уровня, объёма, массы, температуры радарного типа « TANK SAAB
RADAR», «ВМ-100»  и серводатчики типа «Enraf»позволяют
передавать информацию на рабочую станцию распределенной системы управления, а
также посредством программного обеспечения контролировать, вести учет, сообщать
о неисправностях  и другие параметры необходимых для ведения технологического
процесса.

3.6.2. Оператор товарный  участков наблюдает за технологическим
процессом, а именно:

§ 
просматривает на мониторе рабочей станции группу резервуаров
находящегося под наполнением, контролирует скорость движения нефтепродукта, ср.
t , max и min  предел закачки;

§ 
просматривает по отдельности каждый резервуар и определяет:
название продукта , уровень , ср. t , расход м³/час, плотность при
20⁰С, тоннаж;

§ 
имеется архив по каждому резервуару, где сохранены данные – это
уровень, ср. t , объём, время;

§ 
по мере поступления новых анализов на нефтепродукты заполняет
плотности при 20⁰С всех резервуаров;

§ 
формирует отчет о наличии нефтепродукта во всех резервуарах.

3.7
   ТРЕБОВАНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ОПРЕДЕЛЕНИИ МАССЫ
НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТА В РЕЗЕРВУАРАХ

Предприятия, осуществляющие добычу, хранение и переработку нефти и нефтепродуктов, регулярно контролируют объем и массу имеющего сырья. Масса нефтепродукта в резервуаре определяется по весу (килограммы или тонны), но в реальности определить точное количество сырья достаточно трудно. Это связано с тем, что применяются косвенные методы. Замеры выполняют по нескольким параметрам сырья – объему, плотности, уровню налива, а для того, чтобы определить массу, высчитывают расчетным путем.
Существуют различные методики измерений массы нефтепродуктов в резервуарах, позволяющие определить не только массу, но и массовую концентрацию.

Методы измерения массы нефти и нефтепродуктов

Все методы, направленные на определение массы нефтепродуктов, подчиняются требованиям, которые зафиксированы в специальных ГОСТах. Данные документы говорят о том, что способы измерения могут быть прямыми и косвенными. В свою очередь, каждый из вышеуказанных методов бывает динамическим и статическим.

Прямые методы.
Измерительные мероприятия по данным методам предусматривают использование измерительных приборов, дорогих и сложных. Поэтому, позволить их себе могут только крупные предприятия, например, нефтебазы или нефтеперегонные заводы.

• При прямом динамическом методе за основу берут показания расходомеров. Точность данного метода не вызывает сомнений. Однако широкого применения он пока не обрел.
• При прямом статическом методе масса определяется путем взвешивания на специальных весах. Этот способ сегодня является самым популярным, и проводится в тот момент, когда выполняют налив нефтепродуктов в цистерну (авто- или ж/д).

Косвенные методы
Использование таких методов сегодня характерно для предприятий среднего и малого размера, основной сферой деятельности которых является работа с нефтепродуктами. Для применения косвенного динамического способа используются счетчики объема, а косвенный статический предусматривает выполнение замеров уровня налива в цистернах и резервуарах, после которых с помощью расчетов определяется масса. Для этого существуют таблицы калибровочного и градуировочного типа, благодаря которым высчитывают объем нефтепродукта исходя из уровня налива.

Прямые методики измерений

Оформление результатов учета массы или объема нефтесырья происходит путем занесения показателей в электронные таблицы. Заносятся показатели, полученные после применения весов или с расходомеров. Кроме того, система учета содержит и другие, не менее важные данные. Фиксируется вес тары, вес брутто (при применении весов), а также более точные показатели, которые выводятся на счетчик расходомера (до и после технологических операций).
Документ оформляется как реестр, с занесением показателей плотности продукта, хотя на практике прямой способ измерения редко предусматривает измерение плотности. Данный показатель указан в паспорте качества нефтепродуктов, и берется именно из него.
На точность этой методики измерения влияет такой показатель, как погрешность, характерная каждому измерительному оборудованию. Допустимые границы погрешности нормируются, и отображаются в паспорте приборов. Их показатель варьируется в пределах от +/- 0,25 до +/- 0,50%, в зависимости от того, как происходит измерение – в расцепленных ж/ж цистернах, в расцепленных ж/д цистернах или составах, или при сливе/наливе.
Статические измерения предусматривают увеличенные погрешности в сравнении с динамическими. Объясняется это тем, что при статическом измерении выполняют два взвешивания.

Косвенные методики измерения

Система измерения массы нефтепродуктов в резервуарах включает в себя несколько способов, целесообразность выбора которых зависит от многих факторов, в частности, от того, где и на каком этапе перегонки или хранения осуществляются замеры. 

Косвенные способы применяют при:

• Сливе из ж/д цистерн. Используют калибровочные таблицы для каждого типа цистерны.
• Сливе из автоцистерн. Тогда расчеты проводят путем измерения массы, используя паспорта каждой цистерны. В документах содержится информация о том, какой полный объем, диаметр горловины, перелив/недолив.
• При поступлении нефтепродукта по трубопроводу. В данной ситуации берутся во внимание количественные показания счетчиков расходомера, или проводят замер в каждом приемном резервуаре, в которые поступает продукция.

В случае отпуска нефресырья в цистерны, учитываются показатели приборов, на основании которых рассчитывается масса. Чтобы рассчитать, иногда может понадобиться выполнить множество замеров. А именно:

• Определение уровня наполнения цистерн или резервуаров.
• Рассчитывается «подтоварная» вода.
• Измеряют перелив/недолив относительно нулевого уровня.
• Определяю плотность сырья.
• Измеряется температура продукта и окружающей среды.

Важно учитывать, что масса продуктов, которые перекачиваются, определяется путем вычисления разности текущих состояний резервуаров, и учитываются показатели до и после перекачки.

Формула измерения массы нефтепродуктов

Нефтедобывающие, нефтеперерабатывающие предприятия, а также те, которые используют производное нефтесырье, регулярно проводят измерение массы нефтепродуктов в резервуарах. Это позволяет вести учет и контролировать производственные процессы, определять рентабельность при продаже нефти.
О том, как вычислить объем массу нефтепродукта в резервуаре, знают все, кто тесно связан с данными обязанностями на предприятии. Они используют для этого формулу:
m=c*V
При этом, m – это масса нефтесырья, которое находится в резервуаре; c – показатели плотности сырья, а под V понимают объем, закачанный в резервуар.

Автоматизация учета

Как показывает практика, одно предприятие может одновременно применять разные методики измерения массы нефтепродуктов. Это позволит вести комплексный контроль и хранить большой объем информации. Следовательно, в автоматизированной системе учета должны быть внесены все расчетные методики. Применение отдельных методов может быть осуществляться для каждого склада, для отдельного резервуара, или нефтебазы в целом.

Методы определения массы нефти и нефтепродуктов. Расчетная формула

Нефтегазовые предприятия, которые занимаются переработкой, добычей, хранением и транспортировкой нефти и нефтепродуктов, постоянно контролируют их объем и массу. Обычно масса продукта определяется по весу (тонны, килограммы). Параметры сырья определяются по:

1. Уровню налива
2. Плотности
3. Объему

Благодаря полученным значениям массу нефти можно определить по формуле:

$m = c • V,$

где, $с$ – плотность сырья; $V$ – объем, занимаемый этим сырьем.

Кроме расчетной формулы массу нефтепродуктов и нефти определяются различными методами, требования к проведению которых отражены в соответствующих нормативных документах. Согласно этих документам такие методы могут быть:

• Прямыми — подразделяются на динамические и статические.
• Косвенными – подразделяются на объемно-массовые (которые также делятся на статические и динамические) и гидростатические.

Прямые методы определения массы нефти и нефтепродуктов

Прямые методы подразумевают использование дорогих и сложных измерительных приборов и инструментов, поэтому в основном его используют крупные нефтегазовые предприятия, для которых добыча, переработка, хранение и транспортировка нефти является основной сферой экономической деятельности.

Прямой динамический метод основан на применении показаний расходомеров, различного исполнения, а статический прямой метод основан на использовании весов для взвешивания.

В настоящее время наиболее популярным прямым методом измерения массы нефти является метод измерения с помощью электронных часов. Данное измерение проводится во время налива нефти в автомобильные или железнодорожные цистерны.

Прямой динамический метод измерения нефти производится с помощью различных расходометров в процессе слива или налива нефтепродуктов в настоящий момент времени. Точность такого способа достаточно велика, по сравнению с статическим методом определения массы. Но в настоящее время он применяется очень редко, из-за своей «новизны».

Относительно новым прямым методом определения массы нефтепродуктов является метод определения с помощью радиочастотных датчиков. Радиочастотные датчики устанавливаются на вертикальный (в данном случае) резервуар с нефтепродуктами (как на рисунке)

Если не прибегать к данным, получаемым с помощью радиочастотных датчиков, то массу нефтепродуктов можно вычислить по следующей формуле:

$М = S • [h • p_ж + (L – h) • p_г] ,$

где, $S$ – площадь сечения резервуара; $h$ – уровень жидкости; $L$ – высота резервуара; $p_ж$ и $p_г$ – плотности жидкости и газа.

При заполнении чувствительной части датчика среды происходит приращение емкости относительно электрической емкости при пустом резервуаре, которую можно выразить следующей формулой:

$C = G • [h • e_ж + (L – h) • e_г]$

где $G$ – погонная электрическая емкость датчика; $e_ж$ и $e_г$ – приращение диэлектрической проницаемости в жидкой и газовой среде.

Данные формулы идентичные математически, только с применением разных переменных (плотности и диэлектрической проницаемости), следовательно, приращение емкости чувствительного элемента датчика пропорционально массе контролируемого полезного ископаемого.

Данный метод исключает необходимость в измерении плотности нефти и нефтепродуктов, но при этом стоит учитывать погрешности, которые связаны с изменением их температуры и состава. При применении радиочастотных датчиков погрешность составляет примерно 0,7%.

Косвенные методы определения массы нефти и нефтепродуктов

Обычно косвенные методы применяются на малых и средних нефтегазовых предприятиях. Косвенный динамический метод предусматривает использование счетчиков объема, а статический замера уровня налива в емкость. Данный метод применяют при сливе нефти в цистерны, а также при поступлении ее по трубопроводу. Обычно, для того чтобы рассчитать таким образом массу нефти и нефтепродуктов необходимо выполнить множество замеров, таких, как: определение плотности сырья, измерение недоливов или переливов, измерение температуры и т.п.

То есть при применении такого способа, сразу получить значение массы невозможно, поэтому для ее расчета необходимо знать несколько других значений, которые замеряются соответствующими приборами.

Так как такой метод требует большого количества данных и расчетов, то на предприятиях применяются специальные автоматизированные системы. Сотрудник вводит показания приборов (плотность, температура, объем и т.п.) в программу, а она уже автоматически рассчитывает массу объекта.

Важность контрольных измерений массы при учете нефтепродуктов переоценить трудно. Достоверно вести  такой учет можно лишь по весу — в килограммах и тоннах, однако точно определить его в большинстве случаев затруднительно, причем как при динамических измерениях (перевалка нефтепродуктов), так и для статических (в цистерне или резервуаре).

Это объясняется  тем фактом, что на практике до сих пор определение массы, как правило, выполняется с помощью косвенных методов. Другими словами, измерению подвергается ряд параметров (объем, плотность, уровень налива и так далее), а сама масса высчитывается расчетным путем.

 Загрузка …

Методика выполнения измерений массовой концентрации нефтепродукта может быть разной, и эта статья посвящена как раз её видам.

Масса нефти и нефтепродуктов. Методы измерения

Общие требования к методам выполнения измерений массы нефти и нефтепродуктов регламентированы  ГОСТ-ом Р за номеров 8.595-2004.

Согласно этому нормативу, выделяют два вида способов измерения: прямые и косвенные. Каждый из этих методов делится на динамический и статический.

Прямые методы подразумевают применение сложных и достаточно дорогих  измерительных приборов, в связи с чем  они используются, как правило, на предприятиях крупного масштаба, для которых нефть и нефтепродукты – основная сфера деятельности (нефтеперегонных заводах и больших  нефтебазах). Прямой динамический метод основан на применении показаний расходомеров, а прямой статический подразумевает использование весов для взвешивания.

В настоящее время наиболее популярным является прямой статический способ измерения количества нефтепродуктов, или взвешивание с помощью электронных весов, которое производится во время налива нефтепродуктов в цистерны (автомобильные или железнодорожные).

Динамический прямой способ с использованием массовых расходомеров в процессе слива/налива нефтепродуктов в данный момент широкого применения не находит, поскольку является относительно новой методикой. Однако специалисты считают его весьма перспективным, и уверены в том, что со временем он будет применяться повсеместно.

Косвенные методы измерения, как правило, применяются предприятиях сферы обеспечения нефтепродуктами среднего и малого размера. Их намного больше, чем предприятий крупного масштаба, поэтому такие методики широко распространены. Косвенный динамический способ измерения предусматривает использование счетчиков объема, а косвенный статический – замеров уровня налива в цистернах и резервуарах, с последующим определением массы расчетным путем при помощи таблиц калибровочного или градуировочного типа. Позволяющие по уровню налива рассчитать объем продукта.

Средства автоматизации  учета при перемещении нефтепродуктов чаще всего основаны именно на косвенных методах.

Прямые методики измерения

Для автоматизации учета количества нефтепродуктов, так актуального в настоящее время, результаты прямых методов оформляются безо всяких проблем, поскольку в документах, находящихся в электронном виде, которые отражают количественные показатели перевалки нефтепродуктов или фактические количества, находящиеся на хранении, отражается точно измеренная масса, значения которой получены путем взвешивания на весах или взятые с  расходомера.

Помимо этих данных, в системе учета легко отражаются такие важные показатели, как вес тары и, соответственно,  вес брутто (при использовании весов) или точные значения, взятые со  счетчика расходомера, фиксирующие показатели до начала технологической операции и после неё. Такие документы, как правило, оформляются в виде реестра (например, реестр налива железнодорожных цистерн с эстакады),  в котором указываются значения массы, полученные путем взвешивания.

Дополнительно в таком реестре, представленном в виде таблицы, можно указывать и плотность продукта, которая обязательно должна присутствовать в некоторых видах стандартных документов, таких, например, как железнодорожные или товарно-транспортные накладные.  Стоит сказать, что практически при использовании прямых способов измерения массы, замеры плотности обычно не проводят, Это значение берется с прилагаемого паспорта качества нефтепродукта.

Точность прямых методик измерения  зависит от погрешности, которая характерна для каждого вида измерительного оборудования. Значение этой погрешности, как правило, указывается в паспорте прибора. Однако, точность прямых измерительных способов (другими словами – максимально допустимая погрешность измерений) также  нормируется.

Согласно этим нормативам, предельные значения погрешности (в зависимости от метода измерения) выглядят следующим образом:

• при прямом методе статических измерений с применением весов, на которых взвешиваются расцепленные ж/ж цистерны  –  ±   0,40 процента;
• при прямом  статическом взвешивании не расцепленных движущихся ж/д цистерн или целых составов  ± 0,50 процента;
• при использовании прямого метода динамических измерений (слив/налив) ±  0,25 процента.

Как можно заметить, предельные значения погрешностей  статических измерений больше,  чем при использовании  динамических. Это обусловлено тем, что статические измерения подразумевают проведение двух взвешиваний.

Косвенные способы определения

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

К косвенным способам измерения  массы нефтепродуктов относятся:

• Приемка:

1. если слив нефтепродуктов выполняется из железнодорожных цистерн, то  применяется методика определения массы с помощью калибровочных таблиц, составленных  на каждый тип цистерны;
2. если слив нефтепродуктов выполняется из автомобильных цистерн, то используют методику определения массы  с помощью паспортов, выписываемых  на каждую секцию принимаемой цистерны; в таких паспортах содержится информация о полном объеме, диаметре горловины,  а также об уровне перелива/недолива в горловине;
3. если нефтепродукты поступают по трубопроводу, то методика определения массы заключается в либо в использовании количественных показаний счетчиков расходомеров (объем), либо путем проведения замеров в приемных  резервуарах, куда сливается поступившая продукция;

Если нефтепродукты отпускаются  в автомобильные цистерны, то основным способом определения является расчет массы на основании показаний счетчиков объема расходомеров. Такие расчеты могут подразумевать проведение  целого ряда самых разных измерений, а именно:

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

Как ясно из количества обрабатываемых при расчете данных, определение массы такими способами может сопровождаться большим количеством проводимых вычислений.

Также достаточно много времени занимает поиск необходимой информации в специальных таблицах, таких, так, например,  калибровочные таблицы на разные виды цистерн, градуировочные таблицы различных видов резервуаров, таблицы с поправочными коэффициентами для приведения к описанных стандартом условиям значений объема и  плотности продукта, и так далее.

В самых простых случаях, характерных для небольших предприятий, определение массы нефтепродукта выполняется умножением его  объема на его плотность.

Объем, как правило,   определяют с помощью градуировочной таблицы с учетом уровня наполнения, либо по счетчику объемного расходомера. Плотность измеряется либо в  резервуаре, либо в наливном стояке. В таких случаях измерения производятся при имеющейся на данный момент температуре продукта, а полученные показатели плотности и  объема не пересчитываются к стандартным температурам (или к 15-ти, или к 20-ти градусам Цельсия).

Однако, существует большое количество предприятий, на которых расчеты массы после выполнения всех измерений, требуемых косвенными методиками определения массы, настолько сложны, что на практике без применения средств автоматизации никак не обойтись.

Современные автоматизированные системы учета (АСУ), применяемые для контроля за движением нефтепродуктов,  должны быть способны использовать все существующие способы расчетов. Это позволит пользователям  вводить только исходные данные, полученные в результате замеров, а определение массы происходит в  автоматическом режиме.

Электронные документы, отражающие перемещения нефтепродуктов, чаще всего оформляются в виде таблиц, отражающих текущее состояние резервуаров предприятия.

При этом, для определения массы перекачиваемых нефтепродуктов используется разность текущих состояний резервуаров, определяемых  до перекачки  и после неё. При этом перекачка может осуществляться (как при отпуске продукта, так и при его приемке) с использованием сразу нескольких резервуаров.

В таких электронных таблицах для каждого отдельного резервуара указываются два набора данных – по начальному состоянию (до проведения технологической операции) и по конечному состояние (после окончания перекачки).

При этом каждый набор данных состоит из следующей информации:

• уровень наполнения конкретного резервуара;
• объем, который определяется в автоматическом режиме с помощью градуировочной и, при необходимости,  корректировочной таблицы (если уровень измеряется на в целых значениях сантиметров);
• температура перекачиваемого продукта. В зависимости от типа резервуара и уровня его наполнения возникает необходимость проведения  от одного до трех измерений температурных показаний с последующим их усреднением:
• показатель температуры на нижнем уровне резервуара;
• показатель  в средней части;
• показатель температуры на верхнем уровне резервуара;
• средний показатель температуры (для усреднения применяются различные методики, которые зависят от типа и уровня наполнения конкретного  резервуара;
• температура окружающей атмосферы (расчет объема может проводиться с применением поправочных коэффициентов, учитывающих  деформацию резервуарных стенок, степень которой зависит от разности температурных значений самого  нефтепродукта и окружающей резервуар среды);
• значение температур, при которой проводился замер плотности нефтепродукта (этот показатель необходим для того, чтобы в расчете  учесть линейное расширение стенок измерительной аппаратуры (ареометра));
• сам показатель плотности нефтепродукта;
• значение его плотности при 20-ти градусах Цельсия (это значение получается автоматически, с помощью пересчета фактической плотности с учетом температуры, при которой она измерялась);
• сама масса продукта (это значение также рассчитывается в автоматическом режиме с учетом всех данных исходных измерений).

Как правило, такие таблицы составляют в целых значениях сантиметров.  Однако, если измерения уровня на предприятии проводятся более точно (например, до миллиметра), то в этих случаях  расчет объема производится с применением математических методов аппроксимации значений между ближайшими уровнями, выраженными в градуировочных таблицах  целыми единицами.

Другой метод, применяемый в случаях точных измерений уровня, подразумевает использование таблицы коррекции, которая содержит  значения объемов на каждый  миллиметр каждого уровня резервуара. Если такая корректировочная таблица – правильно  составлена, то обе методики  (и математическая аппроксимация, и с помощью таблицы коррекции) на выходе дают одинаковые значения.

В связи с этим, при использовании автоматизированной системы учета, в которой расчеты проводятся с помощью компьютерной техники, составление корректировочных  таблиц для их дальнейшего использования теряет свой смысл. Таблицы коррекции призваны облегчить ручные расчеты, поэтому нередко они есть в паспортах на резервуары, а их применение регламентируется специальными инструкциями, регулирующими процесс выполнения замеров. В связи с этим зачастую полностью  отказаться от таких таблиц не представляется возможным.

Масса нефтепродукта при использовании косвенных способов определятся как произведение показателей объема и плотности.

Однако этот, простой на первый взгляд,  расчет (в зависимости от применяемой методики измерений массы) может выполняться разными способами:

• расчет по фактическим показателям плотности объема;
• расчет по приведенным к стандартным условиям значениям плотности и объема (значения приводятся либо к температурному значению 20-ти, либо к 15-ти градусам Цельсия);

Замер плотности должен проходить в лабораторных условиях. В связи с этим, применение первого варианта расчета (по фактическим значениям) возможно  только в тех случаях, когда доставка проб нефтепродукта в лабораторию производится в специальных термостатах.

Но даже при соблюдении этих условий, в случае  использования некоторых методов выполнения измерений массы, требуется проведение расчетов фактических значений объема с учетом температурных коэффициентов, делающих поправку на линейное расширение материала, из которого изготовлены стенки цистерны или резервуара, а также на линейное расширение измерительного инструмента (рулетки или метроштока), с помощью которого выполнялись фактические замеры.

Приведение значений плотности и  объема к стандартным условиям производится при помощи специально разработанных таблиц, которые отвечают требованиям ASTM D 1250-2007. Таких таблиц – всего четыре вида:  для плотности при 20 градусах Цельсия; для плотности при 15-ти градусах Цельсия; для объема при 20-ти градусах; для объема при 15-ти градусах.

Размер таких таблиц – огромен, поскольку диапазон отраженных в них температурных значений находится в пределах от  минус 50-ти до плюс 150-ти градусов Цельсия, а величина шага составляет всего 0,05 градуса. Диапазон отраженных в таблицах плотностей начинается от 0,4700 и заканчивается 1,2050 килограмм на кубический дециметр,  с шагом 0,0001.

Другими словами, каждая таблица состоит примерно из 4-х тысяч строк и 7-ми тысяч 300 столбцов, и содержит около 30 миллионов значений. Разумеется, при проведении расчетов ручным способом применять таблицы такого размера крайне трудно, поэтому они используются только в системах автоматического учета.

Точность косвенных способов определения массы нефтепродуктов зависит от применяемых методов выполнения измерений массы. Информация о точной величине погрешности необходима только тогда, когда: либо полученные при замерах значения массы не совпадают с указанными поставщиком, либо на предприятии проводится инвентаризация.

В остальных случаях точность методики задается в целом. К примеру, если масса железнодорожной цистерны больше 120 тонн, то погрешность составляет 0,5 процента от общей массы, а если меньше 120 тонн, то 0,65 процента.

В случае применения более сложных методик выполнения измерений, точность, как правило,  рассчитывают для каждого конкретного замера.

Погрешность обычно всегда меньше одного процента, а её значение зависит от:

• точности составления калибровочной или градуировочной таблицы, которые содержатся либо в паспорте на резервуар, либо в технических условиях на железнодорожную цистерну;
• погрешности измерительного инструмента для замеров уровня продукта, указанной в паспорте на рулетку или метрошток;
• погрешности измерительного термометра, используемого для измерения температуры, которая указана в его паспорте;
• погрешности ареометра при замерах плотности (также берется из паспорта);
• погрешности счетчиков расходомера при определении  объема (указывается в паспорте на счетчик);
• количества проводимых измерений.

Стоит отметить, что регистрировать информацию о каждом конкретно применяемом измерительном приборе при проведении каждого отдельного измерения – весьма сложная задача. Такая регистрация характерна для химических лабораторий определения качества продукта.

На обычном предприятии нефтеобеспечения  для проведения замеров, как правило,  используются однотипные измерительные инструменты. В связи с этим, точность, которая  используется при расчете погрешности в процессе  определения массы нефтепродукта, чаще всего задают один раз для каждого конкретного метода выполнения измерений массы.

Автоматизированные системы учета

В практической деятельности на одном предприятии возможно применение сразу нескольких методик определения массы, поэтому автоматизированная система учета должна включать в себя все используемые в конкретной  организации расчетные методики.

Отдельный метод измерений массы может применяться:

• для всей нефтебазы в целом;
• для каждого конкретного склада,
• для каждого резервуара;
• для каждой  конкретной технологической операции по перевалке нефтепродуктов.

Существующие современные системы автоматического учета позволяют использовать самые разные методы определения массы, успешно справляясь  при этом с огромными объемами информации. Однако, их повсеместное внедрение сталкивается с серьезными трудностями.

Например, разные предприятия, имеющие практически одинаковое  оснащение (как по типам резервуаров, так и по виду применяемого измерительного оборудования), а также занимающиеся одной и той же деятельностью (типовые нефтебазы или АЗС), подчас применяют совершенно разные методики.

Более того, эти методики нередко разработаны разными метрологическими организациями, и являются чуть ли не индивидуальными для каждого отдельного предприятия. В связи с этим, создать типовую автоматизированную систему учета движения нефтепродуктов, которая подошла бы всем без исключения организациям нефтепродуктообеспечения, не представляется возможным.

Поэтому типовые автоматизированные  системы обычно включают в себя только общие алгоритмы, такие, как:

• алгоритмы  приведения к стандартным условиям значений объема и  плотности;
• электронные хранилища с поисковыми системами, содержащие  градуировочные и калибровочные таблицы;
• системы расчета объема с помощью этих таблиц через показатель уровня;
• методы обнаружения расхождений, которые  превышают установленные пределы  и тому подобное.

Остальные алгоритмы включаются в систему при установке её на конкретное предприятие и чаще всего являются индивидуальными.

Однако, применение средств автоматизации при выполнении таких расчетов все равно значительно упрощает задачу по контролю движения нефтепродуктов, вне зависимости от размеров конкретного предприятия.

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НАУЧНЫЙ
МЕТРОЛОГИЧЕСКИЙ ЦЕНТР

Федеральное государственное
унитарное предприятие

ВСЕРОССИЙСКИЙ
НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ РАСХОДОМЕТРИИ (ФГУП ВНИИР)

ФЕДЕРАЛЬНОГО АГЕНТСТВА ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И
МЕТРОЛОГИИ

Утверждаю

Заместитель
директора по научной работе

М.С. Немиров

01.02.2006 г.

РЕКОМЕНДАЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

МАССА
НЕФТЕПРОДУКТОВ

Методика выполнения
измерений косвенным методом динамических измерений на узле учета ПС «Суслово»
ОАО «Уралтранснефтепродукт»

МИ 2975-2006

Казань 2006

Содержание

РЕКОМЕНДАЦИЯ

Настоящая рекомендация распространяется на массу
нефтепродуктов (бензин, дизельное топливо) и устанавливает методику выполнения
ее измерений на узле учета нефтепродуктов (далее — УУНП) ПС «Суслово» ОАО
«Уралтранснефтепродукт».

Рекомендация разработана с учетом
требований ГОСТ
Р 8.563, ГОСТ
Р 8.595 и РД 153-39-011.

1. Нормы погрешности измерений

Предел допускаемой
относительной погрешности измерений массы нефтепродукта согласно ГОСТ
Р 8.595: не более 0,25%.

2. Средства измерений, испытательное оборудование и технические
средства

При выполнении измерений
массы нефтепродукта применяют следующие средства измерений и другие технические
средства:

2.1. Блок измерительных
линий (далее — БИЛ), состоящий из двух измерительных линий (далее — ИЛ),
рабочей и резервной — контрольной. Каждая измерительная линия оснащена:

— счетчиком
ультразвуковым фирмы « KROHNE ALTOMETER»
модели Altosonic — 5М с
Ду 200
мм (далее — УЗР) с диапазоном измерений расхода от 60 до
1200 м³/ч и пределами допускаемой относительной погрешности
измерений объема: ±0,15%. В комплект УЗР входят:

· первичный преобразователь
UFS 500 F- Eex;

· вторичный преобразователь
UFC 500 F- Eex;

· компьютер UFC 500 Р (размещенный вне
взрывоопасной зоны — в операторной);

— преобразователем
температуры, состоящим из измерительного преобразователя к датчику температуры
типа 3144Р фирмы « Fisher Rosemount»
с диапазоном измерений……….и термопреобразователя сопротивления платинового
серии 65 с диапазоном измерений от минус 50°С до плюс 50°С класса А с пределами
допускаемой суммарной абсолютной погрешности: ± 0,16°С;

— преобразователем
давления измерительным фирмы « Fisher Rosemount»
модели 3051 TG с диапазоном
измерений от 0 до 10,0 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности:
±0,15%;

— термометром ртутным
стеклянным лабораторным ТЛ-4 № 1 с диапазоном измерений от минус 30°С до плюс
20°С, ценой деления 0,1°С и пределами допускаемой абсолютной погрешности:

— в диапазоне измерений
от минус 30°С до 0°С: ± 0,3°С;

— в диапазоне измерений
от 0°С до 20°С: ± 0,2°С.

— термометром ртутным
стеклянным лабораторным ТЛ-4 № 2 с диапазоном измерений от 0°С до 55°С, с ценой
деления 0,1°С и пределами допускаемой абсолютной погрешности: ±0,2°С;

— манометром для точных
измерений типа МТИ 1246 класса точности 0,6 с диапазоном измерений от 0 до 6,0
МПа.

2.2. Блок контроля
качества нефтепродуктов (далее — БКК) в составе:

— двух измерительных
преобразователей плотности жидкости (рабочего и резервного) модели 7835В фирмы
« Solartron» (далее —
преобразователи плотности) с диапазоном измерений плотности от 300 до 1100 кг/м³
и пределами допускаемой относительной погрешности: ± 0,03%;

— преобразователем
температуры, состоящим из измерительного преобразователя к датчику температуры
типа 3144Р фирмы « Fisher Rosemount»
с диапазоном измерений……….и термопреобразователя сопротивления платинового
серии 65 с диапазоном измерений от минус 50°С до плюс 50°С класса А с пределами
допускаемой суммарной абсолютной погрешности: ±0,16°С;

— преобразователя
давления измерительного фирмы « Fisher Rosemount»
модели 3051 TG с
диапазоном измерений от 0 до 10,0 МПа и пределами допускаемой приведенной
погрешности: ±0,15 %;

— термометра ртутного
стеклянного лабораторного ТЛ-4 № 1 с диапазоном измерений от минус 30°С до плюс
20°С, с ценой деления 0,1°С и пределами допускаемой абсолютной погрешности:

· в диапазоне измерений от
минус 30°С до 0°С: ± 0,3°С;

· в диапазоне измерений от
0°С до 20°С: ± 0,2°С;

— термометра ртутного
стеклянного лабораторного ТЛ-4 № 2 с диапазоном измерений от 0°С до 55°С, с
ценой деления 0,1°С и пределами допускаемой абсолютной погрешности: ±0,2°С;

— манометра типа МТИ 1246
класса точности 0,6 и пределами измерений от 0 до 6 МПа;

— автоматического
пробоотборника «Стандарт-А» с диспергатором;

— ручного пробоотборника
«Стандарт-Р» с диспергатором;

— узла подключения
пикнометрического стенда; м.б. установки ?

— взрывозащищенного двухканального ультразвукового расходомера UFM 500К-Еех
компактной версии с диапазоном измерений от 1 до 10 м³/ч и пределами
допускаемой относительной погрешности измерений расхода: ± 0,5%.

2.3. При выходе из строя
рабочего и резервного преобразователя плотности (поточного плотномера — в средствах измерений таких нет ) для измерений плотности
используют ареометры АНТ-1 по ГОСТ 18400 с ценой деления и пределами
допускаемой абсолютной погрешности: ±0,5 кг/м³.

2.4. Пробозаборное
устройство щелевого типа по ГОСТ 2517, установленное
на выходном коллекторе УУНП.

2.5. Блок фильтров (далее
— БФ), состоящий из входного и выходного коллекторов и двух параллельных линий
(рабочей и резервной).

Каждая линия БФ
укомплектована фильтром «МИГ-Ф-250-4,0» для защиты оборудования УУНП от твердых
механических примесей.

На входном коллекторе для
дистанционного и местного измерения давления нефтепродукта установлены:

— преобразователь
давления измерительный 3051 TG
фирмы « Fisher Rosemount»
с диапазоном измерений от 0 до 10,0 МПа и пределами допускаемой приведенной
погрешности: ±0,15%;

— манометр типа МТИ 1246
класса точности 0,6 с диапазоном измерений от 0 до 6,0 МПа.

На выходном коллекторе
для местных измерений давления нефтепродукта установлен манометр типа МТИ 1246
класса точности 0,6 с диапазоном измерений от 0 до 6,0 МПа.

Для контроля
загрязненности фильтров БФ оснащен датчиком перепада давления типа
Метран-43Ф-Ех-ДД с диапазоном измерений от 0 до 400 кПа и пределами допускаемой
приведенной погрешности: ± 0,25%.

2.6. Узел подключения
стационарной или передвижной поверочной установки (далее — ПУ).

2.7. Система обработки
информации (далее — СОИ):

—
измерительно-вычислительный комплекс (далее — ИВК) «Метрокон М» с пределами
допускаемой относительной погрешности вычислений массы: ± 0,05%.

2.8. Автоматизированное
рабочее место (далее — АРМ) оператора, оснащенное персональным компьютером с
соответствующим программным обеспечением, монитором, клавиатурой и принтером.

2.9. Допускается
применять другие аналогичные по назначению средства, если их характеристики не
уступают указанным в настоящей рекомендации.

3. Метод измерений

Массу нефтепродукта
определяют косвенным методом динамических измерений. При косвенном методе
динамических измерений массу нефтепродукта вычисляют по результатам измерений в
трубопроводе:

— объема нефтепродукта с
помощью УЗР Altosonic — 5М ;

— плотности нефтепродукта
с помощью преобразователей плотности типа 7835В фирмы « Solartron» или ареометров АНТ-1;

— температуры
нефтепродукта с помощью преобразователя измерительного 3144 Р к датчикам
температуры фирмы « Fisher Rosemount»;

— избыточного давления с
помощью преобразователя давления измерительного 3051 TG фирмы « Fisher Rosemount».

Массу нефтепродукта в
соответствии с ГОСТ
Р 8.595, вычисляет СОИ как произведение объема и плотности нефтепродукта,
приведенных к стандартным условиям (температуре 20°С и избыточному давлению,
равному нулю).

4. Требования безопасности, охраны окружающей среды

4.1. При выполнении
измерений соблюдают следующие требования:

— ПБ 08-624
«Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности»;

— ПБ
03-585 «Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических
трубопроводов»;

— ПОТ
РО 112-002 «Правила по охране труда при эксплуатации магистральных
нефтепродуктопроводов»;

— ВППБ
01-03 «Правила пожарной безопасности для предприятий АК
«Транснефтепродукт»;

— Федерального закона от
10.01.2002 г. № 7-ФЗ
«Об охране окружающей среды» и других законодательных актов по охране
окружающей среды, действующих на территории РФ.

4.2. Сооружения УУНП по
пожароопасности по НПБ 105 относят к категории Ан (БКК — к категории А); по
классу взрывоопасной зоны по ПУЭ — к В-1г (БКК — к классу
В-1а); по категории и группе взрывоопасных смесей при их вероятном образовании
на УУНП по ГОСТ
Р 51330.11 и ГОСТ
Р 51330.5 к категории ПА и группе ТЗ.

4.3. При проведении
операций учета нефтепродуктов, поверки УЗР и преобразователей плотности (при
проведении поверки на месте эксплуатации) не допускают разлива нефтепродукта и
выделения газа в атмосферу.

4.4. Автоматический
контроль загазованности воздуха на площадке УУНП и БКК осуществляют
сигнализатором типа СТМ-10. Загазованность не превышает предельно допускаемых
концентраций по ГОСТ
12.1.005.

4.5. Площадку УУНП
содержат в чистоте без следов нефтепродуктов и оборудуют первичными средствами
пожаротушения в соответствии с ВППБ
01-03.

4.6. Преобразователи
измерительные и электрооборудование УУНП изготовлены во взрывозащищенном
исполнении, соответствуют требованиям ГОСТ Р
51330.0 и имеют сертификаты соответствия требованиям промышленной
безопасности согласно НД «Правила сертификации электрооборудования для
взрывоопасных сред».

4.7. Измерительные
преобразователи, (компьютер UFC
500 Р ?) индустриальный компьютер, ИВК «Метрокон М», АРМ оператора и щиты
управления относят к действующим электроустановкам до 1000 В, на которые
распространяют «Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей»
(7-е издание), «Межотраслевые правила по охране труда при эксплуатации
электроустановок потребителей» и ПУЭ.

4.8. В целях безопасной
эксплуатации и технического обслуживания соблюдают требования специально
разработанного руководства по эксплуатации УУНП.

5. Требования к квалификации операторов

Лица, допускаемые к
выполнению измерений:

— имеют квалификацию
товарного оператора не ниже 4-го разряда;

— знают технологическую
схему, изучили настоящую рекомендацию и руководство по эксплуатации УУНП,
назначение измерительных преобразователей, средств измерений и устройств УУНП,
задвижек и вентилей, умеют быстро и безошибочно действовать в аварийных
ситуациях;

— обучены работе на УУНП
и прошли инструктаж по технике безопасности в соответствии с ГОСТ
12.0.004;

— соблюдают правила
техники безопасности и пожарной безопасности, установленные для УУНП;

— имеют группу допуска по
электробезопасности не ниже II;

— владеют навыками работы
на персональном компьютере (на уровне пользователя);

— выполняют работу в
специальной одежде и обуви в соответствии с ГОСТ
12.4.137,

ГОСТ
27574, 27575;

— при
ремонтно-профилактических работах осуществляют контроль загазованности
переносными сигнализаторами в непосредственной близости от обслуживаемого
оборудования.

6. Условия измерений

6.1. При выполнении измерений соблюдают следующие условия:

— расход нефтепродукта в
измерительной линии находится в пределах рабочего диапазона УЗР;

— расход нефтепродукта
через преобразователя плотности (поточного
плотномера — в средствах измерений таких нет) составляют от 0,94 до 6,54 м³/ч;

— при отборе пробы
нефтепродукта в БКК обеспечивают условие изокинетичности отбора проб в
соответствии с ГОСТ
2517.

6.2. Применяемые средства
измерений опломбированы и имеют действующие свидетельства о поверке и/или
оттиски поверительных клейм.

7. Подготовка к выполнению измерений

При подготовке к
выполнению измерений проводят следующие работы:

7.1. Подготавливают СОИ и
АРМ оператора к работе в соответствии с инструкциями по их эксплуатации.

7.2. Подготавливают УУНП
и технологические линии к поступлению нефтепродукта согласно «Руководству по
эксплуатации коммерческого узла учета нефтепродуктов ПС «Суслово». Для этого
визуально проверяют:

— техническое состояние и
отсутствие механических повреждений трубопроводов, запорной арматуры,
технологического оборудования;

— целостность пломб и/или
оттисков клейм на технологическом оборудовании и средствах измерений;

— наличие действующих
свидетельств о поверке средств измерений.

7.3. Подключают рабочую
линию УУНП в соответствии с «Руководством по эксплуатации коммерческого узла
учета нефтепродуктов ПС «Суслово». После поступления нефтепродукта проверяют
отсутствие утечек.

8. Выполнение измерений

При выполнении измерений
выполняют следующие операции:

8.1. Определение массы нефтепродукта

8.1.1. Нефтепродукт из
магистрального продуктопровода поступает в приемный коллектор БФ, проходит через
рабочий фильтр и попадает во входной коллектор БИЛ. Из входного коллектора БИЛ
нефтепродукт поступает в рабочую ИЛ. Далее, пройдя струевыпрямитель и УЗР,
поступает в выходной коллектор БИЛ, где установлено пробозаборное устройство
щелевого типа по ГОСТ
2517. Через пробозаборное устройство нефтепродукт подается в БКК.

Объем нефтепродукта
измеряют с помощью УЗР типа Altosonic-5М,
установленного на рабочей ИЛ, плотность измеряют с помощью преобразователя
плотности типа 7835В фирмы « Solartron»,
установленного в БКК. Одновременно измеряют текущие значения давления и
температуры нефтепродукта в УЗР и преобразователе плотности.

Содержание воды по ГОСТ 2477
и механических примесей по ГОСТ
6370 определяют по результатам лабораторных анализов объединенной пробы,
отбираемой автоматически с помощью автоматического пробоотборника «Стандарт-А»
или ручным пробоотборником «Стандарт-Р».

8.1.2. Результаты
измерений объема и плотности нефтепродукта, текущие значения давления и
температуры нефтепродукта в УЗР и преобразователе плотности автоматически
поступают в СОИ, где происходит вычисление массы нефтепродукта.

8.2. Периодичность отбора
объединенной пробы: не менее одного раза в смену. Объем объединённой пробы: не
менее 3000 см³, количество точечных проб: не менее 300.

8.3. Периодичность отбора
точечных проб: один раз в два часа. Объем точечной пробы: не менее 1000 см³.

8.4. При отказе УЗР,
преобразователей давления или температуры, установленных на рабочей ИЛ,
переходят на резервную ИЛ.

8.5. При отказе рабочего
преобразователя плотности плотность нефтепродукта определяют по резервному
преобразователю плотности. При отказе обоих преобразователей плотности и/или
преобразователей давления и температуры, установленных в БКК, плотность
определяют в лаборатории по МИ 2823 ареометром АНТ-1 в двухчасовой пробе,
отобранной автоматически или вручную.

8.6. При отказе
автоматического пробоотборника отбор пробы осуществляют ручным пробоотборником.

9. Обработка результатов измерений

9.1. Обработку
результатов измерений объема, плотности, давления и температуры нефтепродукта,
вычисление массы нефтепродукта выполняют автоматически с помощью СОИ или
вручную.

Результаты измерений
объема, плотности, давления и температуры нефтепродукта автоматически поступают
в СОИ. Значение объема нефтепродукта, измеренное УЗР, и значение плотности
нефтепродукта, измеренное преобразователем плотности при температуре и давлении
в БКК, СОИ приводит к стандартным условиям по ГОСТ
Р 8.595 и вычисляет массу нефтепродукта. Результаты вычислений СОИ
автоматически поступают в АРМ оператора, которое формирует двухчасовые, сменные
и суточные отчеты.

При отказе обоих
преобразователей плотности значение плотности по результатам лабораторного
анализа вводят в СОИ с клавиатуры.

9.2.   Массу нефтепродукта вычисляют по формуле

M = V₂₀
— p₂₀,                                                                         
(1)

где М — масса нефтепродукта, кг;

V₂₀ , ρ₂₀
— объем и плотность нефтепродукта, приведенные к стандартным условиям
(температура 20°С и избыточное давление равно нулю), соответственно.

Плотность нефтепродукта,
приведенную к температуре 20°С, ρ₂₀ , вычисляют по формуле

,                                         (2)

где ρ₁₅ — плотность нефтепродукта,
приведенная к температуре 15°С;

β₁₅ — коэффициент объемного расширения
нефтепродукта 1/°С, значение которого определяют по МИ 2823.

                                                            (3)

где ρ_изм — плотность нефтепродукта, измеренная
в преобразователе плотности, кг/м³;

CTL_ρ — поправочный коэффициент, учитывающий влияние
температуры на объем нефтепродукта, определенный для температуры нефтепродукта
в преобразователе плотности, вычисляемый по API 2540;

CPL_ρ — поправочный коэффициент,
учитывающий влияние давления на объем нефтепродукта, определенный для давления
нефтепродукта в преобразователе плотности, вычисляемый по API 2540.

Объем нефтепродукта,
приведенный к температуре 20°С, V₂₀ , м³,
вычисляют по формуле

                                            (4)

где V₁₅
— объем нефтепродукта, приведенный к 15°С, м³, вычисляемый по
формуле

,                                                         (5)

где V_изм — объем нефтепродукта, измеренный в
УЗР, м³,

` CTL_V — поправочный коэффициент,
учитывающий влияние температуры на объем нефтепродукта, определенный для
нефтепродукта в УЗР, определяемый по API 2540;

CPL_V — поправочный коэффициент,
учитывающий влияние давления на объем нефтепродукта, определенный для давления
в УЗР, определяемый по API
2540.

9.3. При отказе обоих
преобразователей плотности и/или преобразователей давления и температуры массу
нефтепродукта за два часа (М₂ , кг) вычисляют по формуле

                                                                      (6)

где  — объем нефтепродукта, измеренный за
два часа и приведенный к стандартным условиям (температура 20°С и избыточное
давление равно нулю), м³;

где ρ_лаб — плотность нефтепродукта за каждые
два часа, измеренная в лаборатории и приведенная к стандартным условиям по МИ
2823, кг/м³.

9.3.1. Расчетное значение
плотности нефтепродукта, ρ_лаб , при отборе двухчасовой пробы автоматическим
пробоотборником определяют следующим образом.

Измеряют плотность и
температуру среднесменной пробы нефтепродукта ареометром АНТ-1 и термометром ….
соответственно. Измеренное значение плотности приводят к стандартным условиям
по МИ 2823. Приведенное значение ρ_лаб вводят с
клавиатуры АРМ оператора в СОИ.

9.3.2. Расчетное значение
плотности нефтепродукта, ρ_лаб при ручном отборе проб
определяют следующим образом:

Отбор точечной пробы
нефтепродукта проводят каждые два часа. Измеряют плотность нефтепродукта и
температуру точечной пробы ареометром АНТ-1 и термометром соответственно.
Измеренное значение плотности приводят к стандартным условиям по МИ 2823.
Приведенное значение ρ_лаб вводят с клавиатуры АРМ
оператора в СОИ.

9.3.3. Массу
нефтепродукта, измеренную в течение суток, М_сут, кг, СОИ
вычисляет как сумму масс нефтепродукта, вычисленных за каждые два часа, по
формуле

                                                                      (7)

где М₂ — ……

9.4. Относительную
погрешность измерений массы нефтепродукта рассчитывают по формуле

   (8)

где δ M        — относительная
погрешность измерений массы нефтепродукта, %;

δ V   — предел
относительной погрешности измерений объема нефтепродукта (за δ V принимают предел допускаемой относительной погрешности УЗР),
%;

δρ — предел относительной погрешности измерений плотности
нефтепродукта, %;

β — коэффициент объемного расширения
нефтепродукта, 1/°С (определяют по приложению А ГОСТ
Р 8.595);

ΔT_ρ , ΔT_v — пределы абсолютных погрешностей
измерений температуры нефтепродукта при измерениях его плотности и объема
соответственно, °С;

G — коэффициент,
вычисляемый по формуле

                                                                      (9)

δN — предел допускаемой относительной погрешности СОИ.

9.5. Оценивание
погрешности измерений массы нефтепродукта при косвенном методе динамических
измерений проводят по ГОСТ
Р 8.595 (МИ 2083).

9.5.1. Предел допускаемой
относительной погрешности измерений массы нефтепродукта при косвенном методе
динамических измерений вычисляют по ГОСТ
Р 8.595.

Значения пределов
допускаемых погрешностей берут из свидетельств о поверке соответствующих
средств измерений.

В тех случаях, когда
необходима оценка правильности и прецизионности метода и результата измерений,
ее осуществляют в соответствии с ГОСТ
Р ИСО 5725.

Пример расчета
погрешности измерений массы нефтепродукта приведен в приложении А настоящей
рекомендации.

10. Контроль точности результатов измерений

10.1. Средства измерений, входящие в состав УУНП, имеют
сертификаты об утверждении типа в соответствии с ПР
50.2.009.

10.2. Средств измерений
поверены в соответствии с ПР 50.2.006 или калиброваны в соответствии с ПР
50.2.016.

10.3. Поверку УЗР проводят в
соответствии с МИ 2903 или МИ 2904.

10.4. Поверку
преобразователей плотности проводят в соответствии с МИ 2403, МИ 2591 или МИ
2816.

10.5. Поверку
преобразователей давления проводят по МИ 1997.

10.6. Поверку термометров
проводят по ГОСТ
8.279. Проверить ссылку

10.7. Поверку манометров
проводят по МИ 2124.

10.8. Поверку
преобразователей температуры проводят по ГОСТ
8.461 и МИ 2470.

10.9. Поверку ИВК «Метрокон
М» проводят в соответствии с методикой поверки в составе технической
документации ГР № 25153-03.

10.10. Поверку ареометров АНТ-1 проводят по Р 50.2.041.

10.11. Периодичность поверки всех средств измерений, входящих в
состав УУНП: согласно сертификатам об утверждении типа на них. Индикатор
расхода в БКК подлежит калибровке.

10.12. Контроль
метрологических характеристик преобразователей плотности проводят согласно приложению Б
настоящей рекомендации.

10.13. Контроль
метрологических характеристик УЗР проводят согласно приложению Г настоящей
рекомендации.

10.14. В случаях получения отрицательных результатов при
периодическом контроле метрологических характеристик преобразователей плотности
или УЗР, проводят внеочередную поверку.

11. Оформление результатов измерений

11.1. СОИ и АРМ оператора обеспечивают формирование
полученных результатов текущих измерений: информация на дисплее монитора и/или
вывод на печать формируемых отчетных документов по требованию оператора.

11.2. СОИ и АРМ оператора
позволяют получить результаты измерений и вычислений:

— измеренных мгновенных
значений объема, расхода, плотности, температуры и давления;

— вычисленных значений
массы нефтепродукта за каждые два часа и нарастающим итогом;

— контроля
метрологических характеристик УЗР и преобразователя плотности (АРМ оператора
формирует протоколы контроля метрологических характеристик средств измерений приложения В
и Д).

Результаты измерений и
вычислений оформляют актом приема-сдачи нефтепродукта по УУНП.

Акты приема-сдачи
оформляют ежесуточно по состоянию на 6.00 часов московского времени или на
период сдачи нефтепродукта, если сдачу проводили за период менее суток.
Движение акта приема-сдачи проводят в порядке, установленном между
предприятиями ОАО «АК «Транснефтепродукт».

11.3. Вмешательства
оператора в работу УУНП СОИ регистрирует автоматически.

12. Перечень нормативной документации

ГОСТ
Р ИСО 5725-2002 Точность (правильность и прецизионность) методов и
результатов измерений;

ГОСТ
8.279-78 Термометры стеклянные жидкостные рабочие. Методика поверки;

ГОСТ
8.461-82 ГСИ. Термопреобразователи сопротивления. Методика поверки;

ГОСТ
8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений
объема и массы жидкости;

ГОСТ Р 8.563-96 ГСИ. Методики
выполнения измерений;

ГОСТ
Р 8.595-2004 Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам
выполнения измерений;

ГОСТ
Р 51069-97 Нефть и нефтепродукты. Метод определения плотности,
относительной плотности и плотности в градусах API ареометром;

ГОСТ Р
51330.0-99 (МЭК 60079-0-98) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 0.
Общие требования;

ГОСТ
Р 51330.5-99 (МЭК 60079-4-75) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть
4. Метод определения температуры самовоспламенения;

ГОСТ
Р 51330.9-99, ГОСТ
Р 51330.11-99, ГОСТ
Р 51330.19-99 (МЭК 60079-12-78) Электрооборудование взрывозащищенное. Части
10, 12, 13;

ГОСТ
12.0.004-90 Система стандартов безопасности труда. Организация обучения
безопасности труда. Общие положения;

ГОСТ
12.1.005-88 Система стандартов безопасности труда. Общие
санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны;

ГОСТ
12.4.137-84 Обувь специальная кожаная для защиты от нефти, нефтепродуктов,
кислот, щелочей, нетоксичной и взрывоопасной пыли. Технические условия;

ГОСТ 2477-65
Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды;

ГОСТ 2517-85 Нефть и
нефтепродукты. Методы отбора проб;

ГОСТ 3900-85
Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности;

ГОСТ
6370-83 Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических
примесей;

ГОСТ 18400-81 Ареометры и
цилиндры стеклянные. Общие технические условия;

ГОСТ
27574-87 Костюмы женские для защиты от общих производственных загрязнений и
механических воздействий. Технические условия;

ГОСТ
27575-87 Костюмы мужские для защиты от общих производственных загрязнений и
механических воздействий. Технические условия;

API 2540 Руководство по нефтяным
измерительным стандартам;

ПР 50.2.006-94 ГСИ.
Порядок проведения поверки средств измерений;

ПР
50.2.009-94 ГСИ. Порядок проведения испытаний и утверждения типа средств
измерений;

ПР 50.2.016-94
ГСИ. Требования к выполнению калибровочных работ;

МИ 1997-89 ГСИ.
Преобразователи давления измерительные. Методика поверки;

МИ 2083-90 ГСИ. Измерения
косвенные. Определение результатов измерений и оценивание их погрешностей;

МИ 2124-90 ГСИ.
Манометры, вакуумметры, мановакуумметры, напоромеры, тягомеры, и тягонапоромеры
показывающие и самопишущие. Методика поверки;

МИ 2403-97 ГСИ.
Преобразователи плотности поточные вибрационные «Солартрон» типов
7830, 7835 и 7840. Методика поверки на месте эксплуатации;

МИ 2470-2000 ГСИ. Преобразователи
измерительные 144, 244, 444, 644, 3144, 3244 MV к датчикам температуры с унифицированным выходным сигналом
фирмы Fisher- Rosemount, США. Методика
периодической поверки;

МИ 2591-2004 ГСИ.
Преобразователи плотности поточные фирмы « The Solartron Electronic Group Ltd» (Великобритания).
Методика поверки;

МИ 2816-2003 ГСИ.
Преобразователи плотности поточные. Методика поверки на месте эксплуатации;

МИ 2823-2003 ГСИ.
Плотность нефтепродуктов при учетно-расчетиых операциях. Методика выполнения
измерений ареометром;

МИ 2903-2005 ГСИ.
Счетчики ультразвуковые ALTOSONIC-5
(мод. ALTOSONIC-5 M). Методика поверки
поверочной установкой «ВСР-М» с компаратором;

МИ 2904-2005 ГСИ.
Счетчики ультразвуковые ALTOSONIC-5
(мод. ALTOSONIC-5 M). Методика поверки
трубопоршневой поверочной установкой на узлах учета нефтепродуктов;

РД 153-39-011-97
Инструкция по учету нефтепродуктов на магистральных нефтепродуктопроводах;

Р 50.2.041-2004 ГСИ. Ареометры
стеклянные. Методика поверки;

ПБ 08-624-03
Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности;

ПБ
03-585-03 Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических
трубопроводов;

ПОТ
РО 112-002-98 Правила по охране труда при эксплуатации магистральных
нефтепродуктопроводов;

ВППБ
01-03-96 Правила пожарной безопасности для предприятий «АК
«Транснефтепродукт»;

НПБ
105-2003 Определение категорий помещений и зданий по взрывопожарной и
пожарной опасности;

Руководство по
эксплуатации коммерческого узла учета нефтепродуктов ПС «Суслово».

Приложение А
Расчёт погрешности измерений массы нефтепродукта

А.1. Принимают
максимальное превышение температуры нефтепродукта при измерениях плотности Т_ρ
над температурой нефтепродукта при измерениях его объема Т_ч. Например,
Т_ч =10°С, Т_ρ = 20°С.

Таблица А.1 — Исходные данные

А.2. Относительную погрешность измерений массы нефтепродукта
при косвенном методе динамических измерений вычисляют по формуле

   (А.1)

где

Полученное значение
относительной погрешности измерений массы нефтепродукта не превышает значения
погрешности, приведенного в разделе 1 настоящей рекомендации.

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

Приложение Б
Контроль метрологических характеристик преобразователей плотности

Б.1. Контроль
метрологических характеристик (далее — КМХ) преобразователей плотности проводят
один раз в квартал на каждой марке нефтепродукта. При последовательном
совпадении трех результатов контроля (в пределах, указанных в Б.2), допускается
проводить контроль только на одной марке нефтепродукта. Результаты КМХ
оформляют протоколом контроля, который формирует АРМ оператора ( приложения В
настоящей рекомендации). При отказе АРМ оператора протокол оформляют вручную.

При КМХ сравнивают
результаты измерений рабочего преобразователя плотности с результатами
измерений резервного преобразователя плотности или эталонного плотномера в
рабочих условиях (при рабочих значениях плотности, температуры и давлении
нефтепродукта).

При КМХ рабочий
преобразователь плотности и контрольные средства измерений подключают
последовательно.

Б.2. При КМХ
преобразователя плотности с использованием эталонного плотномера, напорных
пикнометров или резервного преобразователя плотности проводят не менее трех
последовательных измерений. Для каждого измерения проверяют выполнение условия

                                                   (Б.1)

где ρ_{пл i} — плотность нефтепродукта,
измеренная рабочим преобразователем плотности при i -м
измерении, кг/м³;

ρ_{0 i} — плотность нефтепродукта,
измеренная резервным преобразователем плотности, эталонным или лабораторным
плотномером или при i-м измерении, кг/м³;

δ_пл
— предел относительной погрешности рабочего преобразователя плотности, %;

δ₀
— предел относительной погрешности резервного преобразователя плотности, эталонного
или лабораторного плотномера согласно свидетельству о поверке, %.

Б.2.1. При несоблюдении
условия (формула Б.1) для одного из измерений, результат этого измерения из
обработки исключают, проводят одно дополнительное измерение и повторяют расчет по
формуле Б.1. В случае выполнения условия КМХ считают законченным, а
преобразователь плотности исправным.

Б.2.2 В случае
несоблюдении условия (формула Б.1) для двух измерений проводят повторный КМХ
преобразователя плотности. При повторном невыполнении условия (формула Б.1)
проводят внеочередную поверку преобразователя плотности.

Приложение В
Протокол №____
контроля метрологических характеристик рабочего преобразователя плотности по
резервному преобразователю плотности или эталонному плотномеру

1. Исходные данные

2. Результаты измерений и контроля

3. Заключение

Преобразователь плотности
зав. №…….., годен (не годен) к дальнейшей эксплуатации.

Дата проведения КМХ………

Подписи лиц, проводивших
КМХ:

Приложение Г
Контроль метрологических характеристик УЗР Altosonic-5 M

Г.1. Общие положения

Контроль метрологических характеристик
(далее — КМХ) рабочего УЗР по контрольно-резервному УЗР проводят один раз в
квартал на каждой марке нефтепродукта.

При последовательном
совпадении трех результатов контроля (в пределах, указанных в Г.3), допускается
проводить контроль только на одной марке нефтепродукта.

По требованию одной из
сторон (сдающей или принимающей) проводят внеочередной КМХ.

КМХ проводят согласно
разделу Г.2

Г.2. Проведение КМХ рабочего УЗР по резервно —
контрольному УЗР

Г.2.1. Подготовка к контролю:

— обеспечивают поток
нефтепродукта одновременно через рабочую и контрольно-резервную линии (см . рисунок Г.1), открыв шаровые краны КШ
20, КШ 21, КШ 25, КШ 26 при закрытом шаровом кране КШ 22. При этом АРМ
оператора учитывает суммирование расхода;

— закрывают шаровой кран
КШ 25 на выходе рабочей линии и полностью открывают регулятор расхода РР1;

— в настройках АРМ
оператора УЗР1 выводят из учета;

— открывают шаровой кран КШ
22 на технологической перемычке между рабочей и контрольно-резервной
измерительными линиями;

— закрывают шаровой кран
КШ 21 на входе контрольно-резервной измерительной линии, затем закрывают КШ 23,
КШ 24 и проверяют на герметичность все закрытые шаровые краны (КШ 21, КШ 23, КШ
24, КШ 25);

— в меню АРМ оператора
выбирают операцию «КМХ по контрольному УЗР»;

— устанавливают в СОИ для
контрольного УЗР объем V^к,
превышающий значение минимального значения объема нефтепродукта, измеренное УЗР
за время одного измерения V_min( V_min ≥ 10
м³).

Г.2.2.
Выполнение измерений

КМХ проводят в любой
точке рабочего диапазона расхода, имеющего место на момент проведения. При КМХ
УЗР проводят не менее трех измерений.

При каждом измерении СОИ
автоматически регистрирует, вычисляет и индицирует на экране монитора АРМ
оператора значения:

— объема нефтепродукта,
прошедшего через рабочий счетчик ( V_i ), м³;

— объема нефтепродукта,
прошедшего через контрольный счетчик  м³.

Г.3. Определение абсолютного отклонения значений объемов

Абсолютное отклонение
значений объема, измеренного рабочим УЗР, от объема, измеренного контрольно —
резервным УЗР не превышает суммы абсолютных погрешностей измерений объема двух
УЗР, т.е. для каждого i-го измерения проверяют выполнение
условия

                                                             (Г.1)

где 0,3 — сумма пределов относительной погрешности
измерений объема обоих УЗР, %.

При
невыполнении условия (Г.1) проводят внеочередную поверку обоих счетчиков.

Рисунок Г.1 Принципиальная технологическая схема УУНП

Приложение Д
Протокол №____
контроля метрологических характеристик рабочего УЗР по резервно-контрольному
УЗР на УУНП на ПС «Суслово» ОАО «Уралтранснефтепродукт»

Результаты контроля
метрологических характеристик УЗР

Заключение: УЗР № ________ годен (не годен)
к дальнейшей эксплуатации.

Дата проведения КМХ «____»____________ 200__г.

Подписи лиц, проводивших
КМХ: