Как найти массу брутто нефти

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СОВЕТ ПО
СТАНДАРТИЗАЦИИ, МЕТРОЛОГИИ И СЕРТИФИКАЦИИ
(МГС)

INTERSTATE COUNCIL
FOR STANDARDIZATION, METROLOGY AND CERTIFICATION
(ISC)

Государственная система обеспечения единства измерений

МАССА НЕФТИ

МЕТОДИКА ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ В ВЕРТИКАЛЬНЫХ РЕЗЕРВУАРАХ
В СИСТЕМЕ МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА

Основные положения

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.)

За
принятие проголосовали:

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»

Содержание

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО МЕЖГОСУДАРСТВЕННОЙ СТАНДАРТИЗАЦИИ

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

Дата 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 м³.

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

В настоящих рекомендациях
использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ
8.570-2000 Государственная система обеспечения единства измерений.
Резервуары стальные вертикальные цилиндрические. Методика поверки

ГОСТ
12.1.005-88 Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны

ГОСТ
12.1.007-76 Система стандартов безопасности труда. Вредные вещества.
Классификация и общие требования безопасности

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 7502-98
Рулетки измерительные металлические. Технические условия

ГОСТ 21534-76
Нефть. Методы определения содержания хлористых солей

Примечание – При пользовании
настоящими рекомендациями целесообразно проверить действие ссылочных стандартов
по информационному указателю «Национальные стандарты», составленному по
состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим информационным
указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный стандарт заменен
(изменен), то при пользовании настоящими рекомендациями следует
руководствоваться заменяющим (измененным) стандартом. Если ссылочный стандарт
отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в
части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения

3.1 В настоящих рекомендациях
применены следующие термины с соответствующими определениями:

3.1.1 товарная нефть (нефть):
Нефть, подготовленная к поставке потребителю в соответствии с требованиями
[1].

3.1.2 масса брутто нефти: Общая
масса нефти, включающая массу балласта.

3.1.3 масса балласта: Общая
масса воды, хлористых солей и механических примесей в нефти.

3.1.4 масса нетто нефти: Разность
массы брутто нефти и массы балласта.

3.1.5 учетная операция: Операция,
проводимая поставщиком и потребителем (или сдающей и принимающей сторонами) с
целью определения массы нефти для последующих расчетов, а также при
инвентаризации и арбитраже.

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

Примечание – В 3.1.6 – 3.1.10 термин «продукт» следует
понимать как нефть.

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

3.1.8 мера вместимости: Средство
измерений объема продукта, имеющее свидетельство о поверке и утвержденную
градуировочную таблицу (резервуары, железнодорожные цистерны, танки наливных
судов).

3.1.9 базовая высота
резервуара: Расстояние по вертикали от точки касания днища грузом рулетки
до верхнего края измерительного люка или до риски направляющей планки
измерительного люка.

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

3.2 В настоящих рекомендациях
использованы следующие сокращения:

РВС – резервуары вертикальные
стальные со стационарной крышей;

РВСП – резервуары вертикальные
стальные со стационарной крышей и понтоном;

РВСПК – резервуары вертикальные
стальные с плавающей крышей;

ЖБР – резервуары железобетонные
цилиндрические;

ЖБРП – железобетонные резервуары
прямоугольные;

ЖБРПК – железобетонные
резервуары с плавающей крышей.

4 Характеристики погрешности измерений, выполняемых
по методике измерений

Пределы допускаемой
относительной погрешности измерений, выполняемой по методике, изложенной в
настоящих рекомендациях, составляют:

– при массе брутто нефти не
более 120 тонн:

± 0,65 % – при измерениях массы
брутто нефти;

± 0,75 % – при измерениях массы
нетто нефти;

– при массе брутто нефти свыше
120 тонн:

± 0,50 % – при измерениях массы
брутто нефти;

± 0,60 % – при измерениях массы
нетто нефти.

5 Метод измерений

5.1 Рекомендации предусматривают
применение косвенного метода статических измерений.

5.2 Массу брутто нефти в
резервуаре вычисляют как произведение объема нефти и ее плотности, результат
измерений которой приведен к условиям измерения объема, или объема и плотности
нефти, результаты измерений которых приведены к стандартным условиям.

5.3 Массу брутто сданной
(принятой) нефти вычисляют как разность массы брутто нефти в резервуаре на
момент до проведения операции сдачи (приема) нефти и после ее окончания.

5.4 Массу нетто сданной
(принятой) нефти вычисляют как разность массы брутто сданной (принятой) нефти и
массы балласта.

5.5 Массу балласта вычисляют по
значениям показателей качества нефти, характеризующих содержание в нефти воды,
хлористых солей и механических примесей. Указанные показатели определяют в
испытательной (аналитической) лаборатории по результатам испытаний объединенной
пробы нефти, отобранной из заполненного резервуара.

6 Средства измерений и вспомогательные устройства

6.1 Вертикальный резервуар как
мера вместимости, поверенный и имеющий утвержденную градуировочную таблицу.
Пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости:

– для стальных резервуаров – по ГОСТ
8.570;

– для железобетонных резервуаров
– по [2].

6.2 Система
измерений количества нефти в резервуарных (товарных) парках (далее – система
измерений количества нефти), имеющая в своем составе следующие измерительные
каналы:

6.2.1 Канал измерений уровня
нефти на основе стационарного уровнемера с пределами допускаемой абсолютной
погрешности не более ± 3 мм.

6.2.2 Канал измерений уровня
подтоварной воды с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 3
мм.

6.2.3 Канал измерений
температуры нефти на основе многоточечной системы преобразователей температуры
с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,2 °С.

6.2.4 Блок (система) обработки
информации с функциями приведения результатов измерений плотности к условиям
измерений объема и (или) приведения результатов измерений объема и плотности к
стандартным условиям. Пределы допускаемой относительной погрешности выполняемых
вычислительных операций не более ± 0,05 %.

6.3 Рулетка измерительная с
грузом по ГОСТ 7502 3-го
класса точности для измерений расстояния от риски измерительного люка на
плавающей крыше до уровня нефти.

6.4 Стационарный или переносной
пробоотборник по ГОСТ 2517.

6.5 Средства измерений и
технические средства, применяемые в испытательной (аналитической) лаборатории
для определения объемной доли воды в нефти по ГОСТ 2477,
концентрации хлористых солей в нефти по ГОСТ 21534,
массовой доли механических примесей в нефти по ГОСТ
6370 или лабораторные анализаторы (в том числе экспресс-анализаторы),
обеспечивающие выполнение установленных требований к точности измерений.

6.6 Средства измерений плотности
нефти, предусмотренные действующей на ПСП методикой выполнения измерений
плотности нефти в резервуарах, с пределами допускаемой погрешности измерений не
более ± 0,5 кг/м³.

6.7 При отсутствии системы
измерений количества нефти или отсутствии в составе системы отдельных
измерительных каналов (компонентов) применяют автономные средства измерений.

6.7.1 Для измерений уровня нефти
– измерительную рулетку с грузом по ГОСТ 7502
3-го класса точности номинальной длиной 10 или 20 м или переносной электронный
измеритель уровня с пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений не
более ± 3 мм.

6.7.2 Для измерений температуры
нефти – стеклянный термометр с ценой деления 0,1 °С и пределами допускаемой
абсолютной погрешности не более ± 0,2 °С или преобразователь температуры,
входящий в состав переносного электронного измерителя уровня, с пределами
допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,2 °С.

6.8 Допускается применение других средств измерений аналогичного
назначения, метрологические характеристики которых не уступают приведенным в 6.2
– 6.7.

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;

– изучившие настоящие
рекомендации, эксплуатационную документацию на резервуар (паспорт,
технологическую карту) и применяемые средства измерений.

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 IIА, 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.

Содержание вредных веществ в
воздухе рабочей зоны не должно достигать уровня предельно допустимых
концентраций, установленных в ГОСТ
12.1.005.

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 [1].

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.

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

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.

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

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 DН_б, зависящую от разноса точек отсчета базовой высоты резервуара и уровня
нефти, а также от конструктивных особенностей днища резервуара. Поправку DН_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 = V₀ +
(2a_ст + a_s)(t_ст – 20)],                                                                                            (2)

где V₀ – объем нефти в резервуаре по градуировочной таблице, м³;

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, м³, вычисляют по формуле

V₀ = 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, м³;

V_в – объем
подтоварной воды в резервуаре, определяемый по градуировочной таблице
резервуара, составленной при температуре 20 °С по ГОСТ
8.570, м³.

11.1.2.2
При выполнении измерений массы нефти в резервуарах с понтоном или плавающей
крышей учитывают поправку на изменение уровня жидкости DV_ж, м³, 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/м³;

r_град – плотность жидкости, применяемая в расчетах
вместимости резервуара при его градуировке, кг/м³; значение r_град должно быть приведено в градуировочной таблице на резервуар.

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

                                                                           (6)

где Dh – поправка на изменение уровня жидкости, мм;

D_п.н – диаметр плавающей крыши, мм;

D₁,…, D_п – диаметры отверстий в плавающей крыше, мм;

N – число отверстий.

Значение p принимают равным 3,1416.

Значения h_град, D_п.н, D₁,…, D_п берут из
протокола градуировки резервуара.

Поправку на изменение уровня
жидкости, мм, вычисляют по формуле

Dh = 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_н15) – по формуле

V_н15 = V_н×CTL_v,                                                                                                                      (8)

– для стандартной температуры 20
°С (V_н20) – по формуле

                                                                                                                   (9)

где CTL_v и CTL_20-15 – поправочные коэффициенты, вычисляемые по
формулам:

CTL_v = ехр[-b₁₅×Dt_v(1 + 0,8b₁₅×Dt_v]                                                                                      (10)

и

CTL_20-15 = ехр[-b₁₅×5(1 + 0,8b₁₅×5],                                                                                      (11)

где  – коэффициент
объемного расширения нефти при температуре 15 °С (r₁₅ – значение плотности нефти при температуре 15 °С);

Dt_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 [3],
или по [4]
с учетом систематической погрешности, определенной по [3]
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 [3]
или [5].

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/м³;

V_н – фактический объем нефти в резервуаре, м³,
вычисленный по формуле (1).

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_н1 – М_н2,
                                                                                                                   (13)

где М_н1 – масса нефти до начала откачки, вычисленная
по формуле (12), т;

М_н2
– масса остатка нефти,
вычисленная после откачки нефти из резервуара по формуле (12), 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_бр2 – М_бр1.
                                                                                                                (14)

где М_бр1 – масса нефти до начала закачки нефти в резервуар, вычисляемая по
формуле (12), т;

М_бр2 – масса остатка
нефти, вычисляемая по окончании процесса закачки по формуле (12), 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

                                                                                                                      (16)

где j_х.с – концентрация хлористых солей в нефти, мг/дм³;

r_v – плотность нефти при условиях измерений
объема нефти, кг/м³.

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

                                                                                                                       (17)

где j_в –
объемная доля воды в нефти, %;

r_в – плотность воды, кг/м³ (принимают равной 1000 кг/м³).

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 [6].

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 А.

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.

Приложение А
(рекомендуемое)

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

Выполняют процедуры по 11.1.1.1.

Результат первого измерения уровня жидкости в резервуаре Н_ж1
= 14023 мм.

Результат второго измерения Н_ж2 =
14025 мм.

Так как расхождение между результатами двух измерений более 1 мм,
измерения повторяем еще два раза.

Результат третьего измерения Н_ж3 = 14021
мм.

Результат четвертого измерения Н_ж4 =
14022 мм.

Среднеарифметическое значение трех наиболее близких результатов
измерений:

Н_ж = (Н_ж1 + Н_ж3
+ Н_ж4)/3 =
14022 мм.

Б.1.3 Определение уровня подтоварной воды в резервуаре

Результат первого измерения уровня подтоварной воды в резервуаре Н_в1
= 1030 мм.

Результат второго измерения Н_в2 =
1031 мм.

Результаты измерений отличаются не более чем на 1 мм.

За результат измерений уровня подтоварной воды принимаем среднее
значение Н_в = 1030 мм.

Б.2 Определение фактического объема нефти в резервуаре

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

Общий объем нефти в резервуаре V_ж = 40437,7 м³.

Объем подтоварной воды в резервуаре V_в = 3248,2 м³.

Учитываем поправку, обусловленную совокупностью факторов, влияющих на
изменение объема жидкости, вытесненной плавающей крышей (см. 11.1.2.2).
Соответственно, с учетом следующих исходных данных (диаметр плавающей крыши D_п.к = 30075
мм; диаметр внутреннего отверстия в плавающей крыше D₁ = 800 мм; h_град = 655
мм) и результата измерений h_изм
= 650 мм определяем:

– по формуле (7) значение Dh
= 650 – 655 = -5 мм;

– по формуле (6) значение DV_ж
= {[3,1416 (-5) (300752 – 8002)]/(4 × 109)} = -3,5 м³;

– по формуле (4) значение объема
жидкости с поправкой

Фактический объем нефти в резервуаре V_н, м³,
вычисляемый по формуле (1), принимая:

– температурный коэффициент линейного расширения материала стенки
стального резервуара a_ст = 12,5×10^-6 1/°С;

– температурный коэффициент линейного расширения материала измерительной
рулетки из нержавеющей стали a_s = 12,5×10^-6 1/°С;

– температуру стенки резервуара равную температуре нефти в резервуаре t_ст = 12°С,

V_н
= 37186,0 [1 + (2×12,5×10^-6 + 12,5×10^-6) (12
– 20)] = 37174,8442 м³.

С учетом проведенного округления принимаем V_н = 37175 м³.

Б.3 Определение плотности нефти в резервуаре

По результатам измерений значение плотности нефти, приведенное к
условиям измерения объема нефти, составляет r_v
= 856,0 кг/м³.

Б.4 Определение температуры
нефти в резервуаре

Среднюю температуру нефти в
резервуаре определяют по температуре точечных проб, используя соотношения для
составления объединенной пробы из точечных по ГОСТ 2517. Результат
измерения t_v = 12 °С.

Б.5 Определение массы брутто
нефти в резервуаре

Массу брутто нефти в резервуаре М_бр вычисляют по формуле (12),
принимая:

– объем нефти в резервуаре V_н = 37175 м³;

– значение плотности нефти в
резервуаре, приведенное к условиям измерения объема r_v = 856,0 кг/м³

М_бр = 37175×856,0×10^-3
= 31821,8 т.

С учетом проведенного округления
принимаем М_бр
= 31822 т.

Б.6 Определение массы брутто
нефти при откачке из резервуара

Массу сданной нефти определяем
как разность первоначальной массы и массы остатка. Выполняют процедуры в
соответствии с Б.1 – Б.5 с учетом
следующих особенностей:

– подтоварную воду (остаток
после ее удаления из заполненного резервуара) повторно не удаляют;

– объединенную пробу нефти из
резервуара испытаниям с целью определения показателей W_м.в, W_м.п, W_х.с не подвергают.

Для дальнейшего использования в
рассматриваемом примере принимаем, что масса брутто нефти в резервуаре после
сдачи нефти из резервуара составляет

М_н2 = 2817 т.

Массу сданной нефти М_сд вычисляют по формуле (13)

М_сд = 31822 – 2817 = 29005 т.

Б.7 Определение содержания
балласта в нефти в резервуаре

Определение содержания балласта
в нефти проводят в испытательной лаборатории с использованием проб, отбираемых
в соответствии с ГОСТ 2517.

Б.8 Определение массы нетто
нефти, в резервуаре

Используя результаты испытаний
нефти в объединенной пробе (значение массовой доли воды в нефти W_м.в = 0,3 %; значение массовой доли механических примесей в нефти W_м.п = 0,03 %; значение массовой доли хлористых солей в нефти W_х.с = 0,023 %) по формуле (14)
получаем

М_н = 29005 {1 – [(0,3 + 0,03 + 0,023)/100]} =
28902,61 т.

С учетом проведенного округления
М_н = 28903 т.

Приложение В
(обязательное)

Оценка погрешности измерений массы нефти

Оценка погрешности измерений
выполнена при аттестации МВИ с использованием пределов допускаемых погрешностей
применяемых средств измерений.

Пределы допускаемой
относительной погрешности измерений массы брутто нефти в процентах вычисляют по
формуле

                                                             (В.1)

где dN – предел допускаемой относительной погрешности системы обработки
информации или измерительно-вычислительного комплекса, %;

где d_r1, d_r2 – относительные погрешности измерений плотности, %;

dK – относительная
погрешность составления градуировочной таблицы резервуара, % (по ГОСТ
8.570);

dH₁, dH₂ – относительные погрешности измерений уровней нефти в резервуаре до
отпуска нефти из резервуара и после отпуска нефти из резервуара соответственно,
%;

DТ_v1, DТ_r1 – абсолютные погрешности определений температур нефти в резервуаре t_v1, t_r1  до отпуска нефти из
резервуара, °С;

DТ_v2, DТ_r2 – абсолютные погрешности определений температур нефти в резервуаре t_v2, t_r2 после отпуска нефти
из резервуара, °С;

G₁, G₂ – коэффициенты, вычисляют по формулам:

                                                                                   (В.2)

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

t_v1, t_v2 – температуры нефти
при измерении ее объема до отпуска нефти из резервуара и после отпуска нефти из
резервуара, соответственно, °С;

t_r1,  t_r2 – 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 dH₁, dH₂, %, 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 DW_м.в – абсолютная погрешность измерения массовой доли воды в нефти, %;

DW_м.п – абсолютная погрешность измерения массовой доли механических примесей
в нефти, %;

DW_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 [7].
Для доверительной вероятности Р = 0,95 и двух измерений
соответствующего показателя качества нефти абсолютную погрешность его измерений
вычисляют по формуле

                                                                                                           (Г.1)

где R и r –
воспроизводимость и сходимость метода определения соответствующего показателя
качества нефти, значения которых приведены в ГОСТ 2477,
ГОСТ
6370, ГОСТ 21534,
выраженные в массовых долях.

Воспроизводимость метода определения концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534
принимают равной удвоенному значению сходимости r. Значение сходимости r_х.с,
выраженное в ГОСТ 21534
в мг/дм³, переводят в массовые доли по формуле

                                                                                                                             (Г.2)

где r_х.с
– сходимость метода по ГОСТ
21534, мг/дм³ (г/м³);

r
– плотность нефти при температуре измерений массы нефти, кг/м³.

Библиография

[1] ГОСТ Р 51858-2002 Нефть. Общие
технические условия

[2] МИ 2778-2002 Государственная система обеспечения
единства измерений. Резервуары железобетонные вертикальные. Методика поверки
объемным методом

[3] МИ 2153-2004 Государственная система обеспечения
единства измерений. Плотность нефти. Требования к методике выполнения измерений
ареометром при учетных операциях

[4] ГОСТ
Р 51069-97 Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности, относительной
плотности и плотности в градусах АРI ареометров

[5] МИ 2632-2001 Государственная система обеспечения
единства измерений. Плотность нефти и нефтепродуктов и коэффициенты объемного
расширения и сжимаемости. Методы и программа расчета

[6] МИ 2676-2001 Государственная система обеспечения
единства измерений. Методика метрологической аттестации алгоритмов и программ
обработки данных результатов измерений при определении массы нефти и
нефтепродуктов. Общие положения

[7] ГОСТ
Р 8.580-2001 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

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

21.01.2006
г.

РЕКОМЕНДАЦИЯ

Государственная
система обеспечения единства измерений

МАССА НЕФТИ

Методика выполнения
измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 1005

ЗАО
«Шугуровский НПЗ»

МИ
2972-2006

Казань
2006

СОДЕРЖАНИЕ

РАЗРАБОТАНА

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

ИСПОЛНИТЕЛИ:

Немиров М.С. – кандидат
технических наук, Силкина Т.Г., Нурмухаметов Р. Р.

РАЗРАБОТАНА

Межрегиональным открытым
акционерным обществом «Нефтеавтоматика» (ОАО «Нефтеавтоматика»)

ИСПОЛНИТЕЛИ: Глушков
Э.И., Стегинская А.А.

УТВЕРЖДЕНА                           ФГУП ВНИИР 25
января 2006 года

АТТЕСТОВАНА                         ФГУП ВНИИР

ЗАРЕГИСТРИРОВАНА            Свидетельство об аттестации №от

ФГУП
ВНИИМС 30 января 2006 г.

Регистрационный
код МВИ по Федеральному реестру:

ВВЕДЕНА ВПЕРВЫЕ

РЕКОМЕНДАЦИЯ

ГОСУДАРСТВЕННАЯ СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЕДИНСТВА ИЗМЕРЕНИЙ МАССА НЕФТИ Методика выполнения измерений системой измерений количества и показателей качества № 1005 ЗАО «Шугуровский НПЗ»

МИ 2972 -2006

Настоящая
рекомендация распространяется на массу нефти (далее – нефти) и устанавливает
методику выполнения её измерений системой измерений количества и показателей
качества № 1005 ЗАО «Шугуровский НПЗ» (далее – СИКН).

Рекомендация разработана
с учетом требований ГОСТ Р 8.563, ГОСТ
Р 8 595, Р
50.2.040 и «Рекомендаций по определению массы нефти при учетных операциях с
применением систем измерений количества и показателей качества нефти» (далее –
«Рекомендации»).

1.
Нормы погрешности измерений

Пределы допускаемой
относительной погрешности измерений массы брутто нефти: не более 0,25 %;

Пределы допускаемой
относительной погрешности измерений массы нетто нефти: не более 0,35 %.

2. Средства измерений и вспомогательные устройства

При выполнении измерений
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. В состав каждой ИЛ входят:

– счетчик жидкости
массовый (далее – массомер) MACK
– 50/4,0 с диапазоном измерений 1,0 до 50 т/ч и пределами допускаемой
относительной погрешности измерений массы: ± 0,25 %;

– датчик температуры ТСМУ
Метран – 274 с диапазоном измерений от 0°С до 50°С и пределами допускаемой
абсолютной погрешности: ± 0,2°С;

– датчик давления фирмы
Метран модели Метран-100-ДИ с диапазоном измерений от 0 до 4,0 МПа и пределами
допускаемой основной приведенной погрешности: ± 0,25 %;

– преобразователь
разности давлений «Метран-100-Ех-ДД» с диапазоном измерений от 0 до 400 кПа и
пределами допускаемой основной приведенной погрешности: ± 0,25 %;

– термометр стеклянный
типа ТЛ-4 № 2 с диапазоном измерений от 0°С до 55°С, ценой деления 0,1°С и
пределами допускаемой абсолютной погрешности: ± 0,2°С;

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

2.2. На выходном
коллекторе БИЛ установлены:

– датчик температуры ТСМУ
Метран – 274 с диапазоном измерений от 0°С до 50°С и пределами допускаемой
абсолютной погрешности: ± 0,2°С;

– датчик давления фирмы
Метран модели Метран-100-ДИ с диапазоном измерений от 0 до 4,0 МПа и пределами
допускаемой основной приведенной погрешности: ± 0,25 %;

– термометр стеклянный
типа ТЛ-4 № 2 с диапазоном измерений от 0°С до 55°С, ценой деления 0,1°С и
пределами допускаемой абсолютной погрешности: ± 0,2°С;

– манометр типа МТИ-1246
класса точности 0,6 с диапазоном измерений от 0 до 6,0 МПа;

– пробозаборное
устройство трубчатого типа по ГОСТ 2517.

2.3 Узел подключения
передвижной поверочной установки (далее – ПУ).

2.4 Блок измерений
показателей качества нефти (далее – БИК), в который входят следующие средства
измерений и технические средства:

– пробоотборники для
автоматического и ручного отбора пробы «Стандарт-АЛ-50» (рабочий и резервный);

– термостакан;

– влагомер поточный типа
УДВН-1пм с диапазоном измерений от 0,01 % до 2 % и пределами допускаемой
основной абсолютной погрешности: ± 0,05 %;

– датчик температуры ТСМУ
Метран – 274 с диапазоном измерений от 0°С до 50°С и пределами допускаемой
абсолютной погрешности: ± 0,2°С;

– датчик давления фирмы
Метран модели Метран-100-ДИ с диапазоном измерений от 0 до 4,0 МПа и пределами
допускаемой основной приведенной погрешности: ±0,25 %;

– термометр стеклянный
типа TЛ-4 № 2 с
диапазоном измерений от 0°С до 55°С, ценой деления 0,1 °С и пределами допускаемой
абсолютной погрешности: ± 0,2°С;

– манометр типа МТИ-1246
класса точности 0,6 с диапазоном измерений от 0 до 6,0 МПа;

– счетчик нефти турбинный
фирмы МИГ-32Ш-40 Ду 32 в качестве индикатора.

В БИК предусмотрено место
для установки:

– поточного преобразователя
плотности типа 7835 фирмы ” Solartron”
с пределами измерений плотности от 300 до 1100 кг/м³, пределы
допускаемой приведенной погрешности преобразования плотности: ± 0,03 %;

– пикнометра;

– устройства определения
свободного газа УОСГ-100 СКП;

– вискозиметра поточного
модели 7827 фирмы « Solartron»
с диапазоном измерений от 1 до 100 сСт и пределами допускаемой приведенной
погрешности: ± 1,0 %.

2.5 Система обработки
информации (далее – СОИ) в составе:

–
измерительно-вычислительного комплекса (далее – ИВК) «Метрокон-М» с пределами
допускаемой относительной погрешности вычислений массы: ± 0,05 %;

– автоматизированного
рабочего места оператора (далее – АРМ оператора), оснащенного персональным
компьютером с соответствующим программным обеспечением, монитором, клавиатурой
и принтером.

2.6 В качестве ПУ
используют трубопоршневую установку второго разряда или эталонную массомерную
установку. ПУ подключают с помощью гибких шлангов к специально предусмотренным
патрубкам Ду 100.

2.7 Средства измерений и
технические средства, используемые для определений:

– плотности нефти по ГОСТ
3900 и МИ 2153;

– содержания воды в нефти
по ГОСТ 2477;

– содержания хлористых
солей по ГОСТ 21534;

– содержания механических
примесей по ГОСТ
6370.

– вязкости нефти по ГОСТ
33.

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

3. Метод измерений

Массу брутто нефти
определяют прямым методом динамических измерений.

Сущность метода
заключается в автоматических измерениях массы брутто нефти с помощью массомера.

Массу нетто нефти
определяют как разность массы брутто нефти и массы балласта.

Массу балласта определяют
как сумму масс воды, хлористых солей и механических примесей в нефти. Массовые
доли воды, механических примесей и концентрацию хлористых солей определяют в
лаборатории по объединенной пробе нефти. Объемную долю воды допускается
определять поточным влагомером.

4. Требования безопасности и охраны окружающей
среды

При выполнении измерений
массы нефти соблюдают следующие требования:

4.1 СИКН соответствует
требованиям техники безопасности, охраны труда, взрывобезопасности, пожарной
безопасности и санитарно-технических правил, определяемыми действующими на
предприятии нормативными и техническими документами.

4.2 Преобразователи
измерительные и электрооборудование СИКН имеют взрывобезопасное исполнение и
совместно с вторичной аппаратурой обеспечивают уровень взрывозащиты,
соответствующий классу зоны В-1а, а вид взрывозащиты – по категории
взрывоопасной смеси к группе ТЗ в соответствии с классификацией ГОСТ Р
51330.0.

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

– в области охраны труда
и промышленной безопасности ПБ 08-624
и ПБ
03-585;

– в области пожарной
безопасности СНиП
21-01, ППБО «Правилами пожарной безопасности в Российской Федерации», 2003
г.;

– в области соблюдения
безопасной эксплуатации электроустановок ПОТ
Р М-016 РД 153-34.0-03.150;

– в области охраны
окружающей среды Федеральным законом от 10.01.2002 г. № 7-ФЗ “Об охране окружающей
среды” и другими действующими законодательными актами на территории РФ.

4.4 Площадку СИКН
содержат в чистоте, без следов нефти, не допускают выбросов и выделений нефти в
окружающую среду и оборудуют первичными средствами пожаротушения в соответствии
с ВППБ
01-05 и ППБО. Выполнение измерений прекращают при обнаружении течи в
сварных и фланцевых соединениях.

4.5 Вторичную аппаратуру
и щиты управления относят к действующим электроустановкам до 1000 В, на которые
распространяют «Правила устройства электроустановок» (2003
г.) и «Правила технической эксплуатации электроустановок
потребителей».

4.6 В целях безопасной
эксплуатации и технического обслуживания разрабатывают инструкцию по
эксплуатации СИКН.

5. Требования к квалификации операторов

Лица, допускаемые к
выполнению измерений:

– имеют квалификацию
оператора не ниже 4-го разряда;

– знают технологическую
схему, изучили настоящую рекомендацию и инструкцию по эксплуатации СИКН,
назначение средств измерений, приборов и устройств СИКН, задвижек и вентилей,
умеют быстро и безошибочно действовать в аварийных ситуациях;

– прошли обучение работе
и инструктаж по технике безопасности в соответствии с ГОСТ
12.0.004;

– выполняют работу в
специальной одежде и обуви в соответствии с ГОСТ
12.4.137, ГОСТ
27574, ГОСТ
27575.

– осуществляют контроль
загазованности воздуха на площадке СИКН и в БИК сигнализатором загазованности
СТМ-10;

– при
ремонтно-профилактических работах осуществляют контроль загазованности воздуха
переносными сигнализаторами в непосредственной близости от обслуживаемого
оборудования. Загазованность не превышает предельно допускаемых концентраций,
установленных ГОСТ
12.1.005.

6. Условия измерений

6.1 При выполнении
измерений соблюдают следующие условия:

– расход нефти в СИКН
находится в пределах рабочего диапазона массомера (в соответствии со
свидетельством о поверке);

– при отборе пробы нефти
в БИК обеспечивают условие изокинетичности отбора проб в соответствии с ГОСТ 2517;

– расход нефти через
поточный плотномер: от 2,7 до 7,0 м³/ч.

6.2 Рабочая среда – нефть
товарная по ГОСТ Р
51858.

Рабочие параметры:

температура нефти, °С                                                                                       от
15 до 25;

плотность нефти в рабочем
диапазоне температуры, кг/м³:

– при минимальной
температуре                                                                      890;

– при максимальной
температуре                                                                     880;

вязкость в рабочем
диапазоне температуры, сСт:

– максимальная                                                                                                   40

– минимальная                                                                                                    30

массовая доля серы, %                                                                                       3,0

массовая доля серы, %                                                                                       0,5

содержание парафина, %,
не более                                                                  3,0

концентрация хлористых
солей, мг/дм³, не более                                           300,0

массовая доля
механических примесей, %, не более                                      0,01

давление насыщенных паров
при максимальной температуре нефти,         66,7

не более, кПа

содержание свободного
газа, %                                                                        отсутствует.

6.3 Массовый расход
перекачиваемой нефти через СИКН, т/ч:

максимальный                                                                                                    40,0;

минимальный                                                                                                     15,0;

6.4 Давление, МПа
(рабочее)                                                                            от
1,8 до 2,2.

6.5 Режим работы СИКН                                                                                   периодический.

7. Подготовка к выполнению измерений

При подготовке к
выполнению измерений проводят следующие работы:

7.1 Подготавливают ИВК
«Метрокон» и АРМ оператора к работе в соответствии с инструкциями по их
эксплуатации.

7.2 Подготавливают СИКН к
поступлению нефти в соответствии с инструкцией по эксплуатации. Для этого
визуально проверяют:

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

– герметичность запорной
арматуры, влияющей на достоверность измерений; целостность пломб и оттисков
клейм на технологическом оборудовании и средствах измерений;

– наличие действующих
свидетельств о поверке средств измерений.

7.3 Подключают СИКН в
соответствии с инструкцией по эксплуатации. После поступления нефти проверяют
отсутствие протечек.

8. Выполнение измерений

При выполнении измерений
массы нефти выполняют следующие операции:

8.1 Массу брутто нефти
измеряют с помощью массомера, установленного на ИЛ.

8.2 Содержание воды,
механических примесей, хлорорганических соединений, серы, сероводорода,
парафина, концентрацию хлористых солей, давление насыщенных паров, а также плотность
нефти определяют по результатам лабораторных анализов объединенной пробы,
отбираемой автоматически пробоотборником «Стандарт-АЛ». Отбор проб нефти из
трубопровода осуществляют согласно ГОСТ 2517.

Для вычислений массы
нетто нефти массовую долю воды и концентрацию хлористых солей определяют в
испытательной лаборатории один раз в смену по объединенной пробе, массовую долю
механических примесей определяют один раз в декаду по накопительной пробе.

Для вычислений массы
нетто нефти допускается измерять объемную долю воды в нефти по влагомеру.

Результаты измерений
массы брутто нефти автоматически поступают в СОИ. СОИ формирует двухчасовые,
сменные и суточные отчеты.

8.3 В случае выхода из
строя автоматического пробоотборника для формирования среднесменной
объединенной и среднедекадной накопительной пробы используют точечные пробы,
отобранные вручную согласно ГОСТ 2517.

8.4 При отказе или
отключении рабочего массомера используют резервный.

8.5 Массу нетто нефти, М_н,
т, вычисляют по формуле:

                                          (1)

где М– масса
брутто нефти, измеренная массомером, т;

т – масса
балласта, т;

W_в – массовая доля воды в
нефти, %;

W _п – массовая доля механических примесей в нефти, %;

W_xc –
массовая доля хлористых солей в нефти, %, вычисляемая по формуле:

                                                                     (2)

где φ _в
– концентрация хлористых солей в нефти, мг/дм³ (г/м³);

ρ – плотность нефти, измеренная в
лаборатории и приведенная к условиям измерений массы брутто нефти согласно МИ
2153, кг/м³.

Если определяют объемную
долю воды в нефти с применением влагомера, то массовую долю воды вычисляют по
формуле:

                                                                              (3)

где φ _в
– объемная доля воды в нефти, измеренная влагомером, %;

ρ_в – плотность воды (принимают равной 1000 кг/м³).

8.6
Относительную погрешность измерений массы нетто нефти, δМ_н, %,
вычисляют по формуле:

                                    ( 4)

где δМ – относительная погрешность
измерений массы брутто нефти, %, равная допускаемой относительной погрешности
массомера, %;

ΔW_в – абсолютная погрешность определений
массовой доли воды, %, если определяют не массовую, а объемную долю воды в
нефти, принимают (Δ W_в)² ≈ (Δφ_в), где Δφ_в – допускаемая абсолютная погрешность
влагомера, % об.;

ΔW_п – абсолютная погрешность определений массовой доли механических
примесей, %;

ΔW_хс – абсолютная
погрешность определений массовой доли хлористых солей, %. Абсолютные погрешности
измерений в испытательной лаборатории массовой доли воды, механических примесей
и хлористых солей определяют в соответствии с ГОСТ
Р 8.580.

Для доверительной
вероятности Р = 0,95 и двух
измерениях соответствующего показателя качества нефти абсолютную погрешность
измерений (Δ, %) вычисляют по
формуле:

                                                               (5)

где R, r – воспроизводимость и сходимость метода определения
соответствующего показателя качества нефти, значения которых приведены в ГОСТ 2477,
ГОСТ
21534, ГОСТ
6370, % массовых долей.

Воспроизводимость метода
определения концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534
принимают равной удвоенному значению сходимости r, % массовых долей. Значение сходимости r_хс, выраженное по ГОСТ
21534 в мг/дм³, переводят в массовые доли по формуле:

                                                                              (6)

где r _хс – сходимость метода по ГОСТ 21534,
мг/дм³.

9. Обработка результатов измерений

Обработку результатов
измерений массы брутто нефти выполняют автоматически с помощью СОИ.

Результаты лабораторных
анализов содержания воды по ГОСТ 2477
или по данным поточного влагомера, концентрации хлористых солей по ГОСТ
21534 и массовой доли механических примесей по ГОСТ
6370 вводят в СОИ с клавиатуры.

На основании всех
имеющихся в СОИ параметров, измеренных автоматически с помощью СИКН и введенных
в АРМ оператора с клавиатуры, СОИ рассчитывает значение массы нетто нефти.

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

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

10. Контроль погрешности результатов измерений

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

10.2 Средства измерений,
входящие в состав СИКН, поверены в соответствии с ПР 50.2.006 или
калиброваны в соответствии с ПР 50.2.016.

10.3 Поверку массомеров
проводят по МП 4213-002-52424436;

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

10.5 Поверку поточного
влагомера проводят по МИ 2366.

10.6 Поверку поточных
вискозиметров проводят в соответствии с МИ 2391.

10.7 Поверку
преобразователей давления проводят по МИ 1997 или по МИ 4212-012.

10.8 Поверку
термопреобразователей проводят в соответствии с методикой поверки,
согласованной с ГЦИ СИ ВНИИМС, в составе руководства по эксплуатации.

10.9 Поверку манометров
проводят по МИ 2124.

10.10 Поверку передвижной
ПУ проводят по ????

10.12 Периодичность
поверки средств измерений, входящих в состав СИКН: не реже одного раза в год.

Преобразователь расхода,
установленный в БИК, манометры и перепадомеры, используемые для измерений
давления и перепада давления на фильтрах, калибруют не реже одного раза в год.

10.13 Внеочередную
поверку средств измерений проводят в соответствии с ПР 50.2.006, а
также в случаях получения отрицательных результатов при текущем контроле
метрологических характеристик средств измерений.

10.14 В межповерочном
интервале проводят контроль метрологических характеристик массомеров.

10.14.1 Контроль метрологических
характеристик массомеров проводят не реже одного раза в месяц передвижной ПУ
или эталонной массомерной установкой.

При любом значении
расхода из рабочего диапазона массомера проводят измерения массы брутто нефти
одним из средств контроля, которые подключают последовательно друг с другом.
При контроле проводят не менее трех последовательных измерений.

При контроле
метрологических характеристик передвижной ПУ плотность нефти, измеренную
плотномером, приводят к условиям измерений объема нефти ПУ в соответствии с МИ
2153.

Относительное отклонение
результатов измерений массы брутто контролируемым массомером для каждого
измерения (δ _i,
%) вычисляют по формуле:

                                                                    (7)

где Mi – масса
брутто нефти, измеренная контролируемым массомером при i-м
измерении, т;

M_{кон i} –
масса брутто нефти, измеренная контрольным средством при i-м
измерении, т.

Проверяют выполнение
условия:

|δi| ≤ 0,25 %.                                                                                (8)

При несоблюдении условия
(8) для одного из измерений, результат этого измерения из обработки исключают,
и проводят еще одно дополнительное измерение. При несоблюдении условия (8) для
двух измерений и в случае превышения отклонения после выполнения
дополнительного измерения, принимают меры по выяснению и установлению причин,
вызвавших несоблюдение условия (8), и проводят повторный контроль
метрологических характеристик массомера.

При повторном
несоблюдении условий (8) проводят внеочередную поверку массомера.

При условии стабильности
метрологических характеристик массомера межконтрольный интервал может быть
установлен сдающей и принимающей сторонами более одного месяца.

В процессе эксплуатации
массомеров контролируют смещение нуля в соответствии с техническим описанием на
массомер.

11. Оформление результатов измерений

11.1 Текущие результаты
измерений СОИ регистрирует каждые два часа.

11.2 На основании
результатов измерений АРМ оператора автоматически формирует оперативные отчеты
за два часа, смену и сутки, а также паспорт качества нефти и акт приема-сдачи
нефти по форме, установленной «Рекомендациями по определению массы нефти при
учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей
качества нефти».

11.3 Вмешательства
оператора в работу СИКН СОИ регистрирует автоматически.

12. Перечень нормативной документации

ГОСТ
8.461-82 ГСИ. Термопреобразователи сопротивления. Методы и средства
поверки;

ГОСТ Р 8.563-96 ГСИ. Методики
выполнения измерений;

ГОСТ
Р 8.595-2002 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к
методикам выполнения измерений;

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

ГОСТ
12.1.005-88 ССБТ. 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
33-2000 Нефтепродукты. Прозрачные и непрозрачные жидкости. Определение
кинематической вязкости и расчет динамической вязкости;

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

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

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

ГОСТ 21534-76
Нефть. Методы определения содержания хлористых солей;

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;

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

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

МИ 2153-2004 ГСИ.
Плотность нефти. Требования к методике выполнения измерений ареометром при
учетных операциях;

МИ 2366-96 ГСИ. Влагомеры
товарной нефти типа УДВН. Методика поверки;

МИ 2391-97 ГСИ.
Вискозиметр поточный фирмы « Solartron Transducers».
Методика поверки;

МИ 2403-95 ГСИ.
Преобразователи плотности поточные вибрационные «Солартрон» типов 7830,7835 и
7840. Методика поверки на месте эксплуатации;

МИ 2591-2000 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 4212-012-2001 ГСИ.
Датчики (измерительные преобразователи) давления типа «Мет-ран». Методика
поверки;

МП 4213-002-52424436-04
ГСИ. Счетчики жидкости массовые MACK.
Методика поверки (с изменением № 2);

Методика поверки в
составе технической документации на ИВК «Метрокон» ГР № 25153-03;

РД
39-0147098-005-88 Правила охраны окружающей среды при сборе, подготовке и
транспортировке нефти;

Р
50.2.040-2004 Метрологическое обеспечение учета нефти при ее транспортировке
по системе магистральных нефтепроводов. Основные положения;

Рекомендации по
определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений
количества и показателей качества нефти;

ВППБ
01-05-99 Правила пожарной безопасности при эксплуатации магистральных
трубопроводов ОАО Акционерной компании по транспорту нефти «Транснефть»;

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

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

ППБО-85
Правила пожарной безопасности в нефтяной промышленности;

СНиП 21-01-97 Пожарная
безопасность зданий и сооружений (с изменением № 2, 2002
г.);

ПОТ
Р М-016 РД 153-34.0-03.150-2000 (с изменениями 2003 г.) Межотраслевые
правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации
электроустановок.

Приложение
А
Расчет погрешности измерений массы нетто нефти

А.1 Исходные данные:

Наименование	Обозначение	Значение
1 Минимальная плотность нефти, кг/м3	Р	880
2 Массовая доля воды в нефти, %	WB	0,5
3 Концентрация хлористых солей, мг/дм3 (г/м3)	φхс	300,0
4 Массовая доля механических примесей, %	W П	0,01
5 Относительная погрешность измерений массы брутто нефти, % из пункта 8.6	δM	0,25

Относительную погрешность
измерений массы нетто нефти вычисляют по формуле (4):

Полученное значение
относительной погрешности измерений массы нетто нефти не превышает значений,
приведенных в разделе
1 настоящей рекомендации.

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

Алгоритмы определения массы нефти различными методами.

1. Косвенный метод динамических измерений

При косвенном методе динамических измерений, измеряют плотность и объем продукта и вычисляют его массу. Однако температура и давление, при которых измеряют объем и плотность нефти совпадают не всегда. Поэтому массу допускается  определять двумя способами:

1) результаты измерений плотности и объема приводят к стандартным условиям, если разность температур при измерениях плотности и объема продукта более 15 °С;

2) результаты измерений плотности продукта приводят к условиям измерений его объема, если разность этих температур менее 15 °С.

Сначала рассмотрим первый способ.

Масса нефти определяется из выражения

                                                       (1)

Рекомендуемые материалы

где    – плотность и объем продукта, измеренные на потоке при различных условиях и приведенные к стандартным условиям (t = 15 ºC).

Плотность продукта, приведенную к стандартным условиям при температуре 15°С, , кг/м³, вычисляют по формуле:

                                                         (2)

где    – плотность продукта, измеренная при температуре и давлении продукта в преобразователе плотности, кг/м³;

К_t – поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры на объем продукта, определенный для температуры продукта в преобразователе плотности, вычисляемый по формуле

,                       (3)

где α_t – коэффициент объемного расширения при температуре измерения плотности, определяется в зависимости от полученного значения плотности и температуры по специальным таблицам, 1/ºС;

         t – температура, при которой измерялась плотность, ºС;

К_р – поправочный коэффициент, учитывающий влияние давления на объем продукта, определенный для давления продукта в преобразователе плотности, вычисляемый по формуле

,                                           (4)

где    γ_t – коэффициент сжимаемости нефти, определяется по таблице, МПа^-1;

         Р – давление, при котором производилось измерение плотности, МПа.

Объем продукта, приведенный к температуре 15 °С, , м³, вычисляют по формуле:

                                                  (4)

где    – объем продукта, измеренный при температуре и давлении продукта в преобразователе расхода или счетчике жидкости, м³;

К_t, К_р – поправочные коэффициенты, значения которых вычисляется по формулам (3), (4); при этом в формулы подставляются температура и давление, при которых производилось измерение объема.

Более точно определить плотность можно в лабораторных условиях. Для этого используют ареометры или лабораторные плотномеры. В этом случае на измерения оказывает влияние только изменение температуры, и плотность можно определить как

,                                                 (5)

где    К – поправка на расширение стекла ареометра

К= 1 – 0,000025 (t – t_град)                                  (6)

где    t_град -температура, на которую отградуирован ареометр, °С.

         В случае использования лабораторного плотномера К=1.

В случае приведения результатов измерения плотности на потоке к условиям измерения объема массу продукта , кг можно вычислять по формуле:

                                      (7)

где α_t – коэффициент объемного расширения продукта при температуре измерения плотности;

Р_v, Р_ρ – давление продукта в счетчике и плотномере соответственно, МПа;

Т_v, Т_ρ – температура продукта в счетчике и плотномере соответственно, °С;

_t – коэффициент сжимаемости продукта при температуре измерения плотности;

         Аналогично, когда плотность измеряется ареометром массу нефти можно определить из выражения

                         (8)

         2. Косвенный метод статических измерений

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:

                                                 (9)

где – плотность и объем продукта, приведенные к стандартному условию по температуре t = 15 °С.

Плотность продукта, приведенную к температуре 15 °С, вычисляют по формуле (5*):

,                                                 (5*)

заменяя индексы «д» на «с».

Объем продукта, приведенный к температуре 15 °С, , м³, вычисляют по формуле:

                    (10)

где V₂₀ – объем продукта в мере вместимости на измеряемом уровне, определяемый по градуировочной таблице, составленной при температуре 20 °С, или в мере полной вместимости на уровне продукта, соответствующем указателю уровня

 – температурный коэффициент линейного расширения материала стенки меры вместимости, значение которого принимают равным 12,5·10^-6 1/ºС для стали и 10·10^-6 1/С для бетона;

– 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/ºС;

для алюминия – 23·10^-6 1/ºС.

T_ст – температура стенки меры вместимости, принимаемая равной температуре продукта в мере вместимости , °C;

K_t – поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры на объем продукта, определенный для температуры продукта в мере вместимости или в мере полной вместимости, вычисляемый по формуле (3).

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:

            (11)

Формула (11) может быть применена при разности температур и T_ст не более 15 °С.

3. Гидростатический метод

Массу продукта , кг, при измерениях гидростатического давления столба продукта в мерах вместимости вычисляют по формуле:

                                            (12)

где P – гидростатическое давление столба продукта, Па;

S_ср – средняя площадь поперечного сечения наполненной части меры вместимости, м²;

g – ускорение силы тяжести, м/с².

Среднюю площадь S_cp, м², вычисляют по формуле:

                                   (13)

где    T_ст – температура стенки меры вместимости, принимаемая равной температуре продукта в мере вместимости, °С;

Н – высота уровня, на которой измерялся объем, м.

Массу продукта m₀, кг, принятого в меру вместимости или отпущенного из нее, определяют как абсолютное значение разности масс продукта по формуле:

m₀=|m_i-m_i+1|                                                        (14)

где m_i, m_i+1 – массы продукта, вычисленные по формуле (9) или (11) в начале и конце операции соответственно.

Массу нетто товарной нефти m_н, кг, вычисляют по формуле:

m_н=m–m_б                                                                                    (15)

Бесплатная лекция: “6. Подходы на основе выделения различных школ” также доступна.

где m – масса брутто товарной нефти, измеренная одним из методов, кг;

m_б – масса балласта, кг, вычисляемая по формуле:

                                             (16)

где W_M.B – массовая доля воды в товарной нефти, %;

W_X.C – массовая доля хлористых солей в товарной нефти, %;

W_M.П – массовая доля механических примесей в товарной нефти, %.