Как найти вес нефти

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

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.

«Определение массы нефти и нефтепродуктов» 👇

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;

№	Полезная информация
1	Отпуск

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.

YouTube responded with an error: The request cannot be completed because you have exceeded your <a href="/youtube/v3/getting-started#quota">quota</a>.

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.