- •Глава 6.Количественный учет на объектах хранения нефти и нефтепродуктов
- •6.1.Технологические процессы количественного учета на объектах хранения нефти и нЕфтепродуктов
- •6.2.Методы количественного учета нефти и нефтепродуктов
- •6.2.1.Основные способы измерения больших масс нефтепродуктов и нефти
- •6.2.1.1.Тензометрический способ
- •6.2.1.2.Объемно-весовой способ
- •6.2.1.3.Гравиметрический способ
- •6.2.1.4.Пьезометрический способ
- •6.3.Средства и методика измерений нефти и нефтепродуктов
- •6.3.1.Объемно-массовый метод измерений
- •6.3.1.1.Приборы и средства измерения
- •6.3.1.2.Проведение измерений
- •6.3.1.3.Обработка результатов измерений
- •6.3.2.Массовый метод измерений
- •6.3.2.1.Средства измерения
- •6.3.2.2.Проведение взвешивания
- •6.3.3.Объемный метод измерений
- •6.3.3.1.Средства измерений
- •6.3.3.2.Проведение измерений
- •6.3.4.Гидростатический (пьезометрический) метод измерения
- •6.3.4.1.Средства измерений
- •6.3.4.2.Проведение измерений и обработка результатов
- •6.3.5.Измерение вместимости резервуара для составления калибровочных таблиц
- •6.3.5.1.Методы измерений
- •6.3.5.2.Нормы точности измерений
- •6.3.5.3.Погрешности измерения количества нефти в резервуарах
- •6.4.Учет расхода нефтепродуктов и статистическая отчетность на нефтебазах
- •6.5.Аппаратура коммерческого пьезометрического учёта нефти и нефтепродуктов
- •6.5.1.Информационно-измерительные системы коммерческого учета «Радиус» и «Квант»
- •6.5.2.Испытания иис количественного учета «Радуга» и «Квант»
- •6.5.3.Система кор-вол
- •6.6.Монтаж приборов измерения уровня
- •6.7.Автоматизированные системы управления резервуарными парками
- •6.8.Условия приема и поставки нефти и учет количества нефти на нефтепроводе
- •6.9.Измерение количества нефти и нефтепродуктов на потоке
- •6.9.1.Типы используемых счетчиков
- •6.9.2.Средства для безрезервуарного товарного учета нефти и нефтепродуктов
- •6.9.3.Система кор-мас
- •6.10.Зарубежный опыт проведения товарно-учетных операций
- •6.10.1.Учёт нефтепродуктов на нефтебазах Великобритании
- •6.10.2.Ошибки измерений при товарно-учетных операциях
- •6.10.3.Обработка документации на отпущенные нефтепродукты в сша
- •6.10.4.Отдельные примеры и сведения об устройствах и методах измерения количества нефти в резервуарах и на потоке для ку и оу
- •6.10.4.1.Система измерения уровня взлива в резервуарах gl-90 фирмы «Enraf Nonius» (Великобритания)
- •6.10.4.2.Сигнализатор уровня взлива повышенной надежности
- •6.10.4.3.Определение количества хранимых нефти и нефтепродуктов
- •6.10.4.4.Стабилизатор для точных измерений уровня взлива жидкостей
- •6.10.4.5.Измерение температуры
- •6.10.4.6.Метод калибровки резервуара
- •6.10.4.7.Измерение расхода на потоке
- •6.10.4.8.Система Минилект
6.10.2.Ошибки измерений при товарно-учетных операциях
Различные физические потери нефти и нефтепродуктов из-за утечек и испарения и кажущиеся потери (а иногда и приобретения) связанны с ошибками при выполнении товарно-учетных операций при отгрузке или приеме продукта. Трудно выявляемыми ошибками являются следующие:
погрешность калибровки резервуаров;
переток продуктов между резервуарами из-за неисправности запорной арматуры;
геометрические погрешности, вызванные смещением дна резервуара под действием веса продукта;
работа счетчиков-расходомеров в условиях, отличных от тех, при которых они калибровались.
Ряд ошибок может быть устранен при тщательном соблюдении методик измерения и анализе получаемых результатов.
Расчеты между поставщиками и потребителями нефтепродуктов рекомендуется производить в единицах массы, приведенной к стандартной температуре. Потери от испарения легких фракций для большинства нефтей с низким давлением паров колеблются от 0,1 до 0,13%. Рекомендуется измерять давление паров при загрузке нефти в танкеры, и по данным лабораторного анализа определять зависимость процента потерь от изменения плотности или давления паров.
Важность точного определения температуры продукта для вычисления стандартного объёма трудно переоценить. Погрешность определения объема нефти и нефтепродуктов от температуры превышает все другие погрешности. Например, для уровня нефти высотой 20 м (плотность 846 кг/м3) ошибка на 1°С приведет к погрешности измерения уровня на 16мм, для бензина плотностью 753 кг/м3 погрешность составит 24 мм. Хотя вариации температуры продукта в резервуаре считаются минимальными как по вертикали, так и по горизонтали, все же на малых уровнях в резервуарах большого диаметра имеет место значительный градиент температуры. В таких случаях рекомендуется использовать миксерные установки.
При расчетах по массе продукта дополнительную погрешность вносят ошибки измерения плотности. Величина ошибки зависит также от содержания воды и взвешенных механических примесей в продукте.
Например, при измерении массы нефти плотностью 820 кг/м3 при 15°С, содержащей 1% воды по объему, погрешность составит 0,22%, тогда как при объемных измерениях погрешность не превысила бы 0,05%. Отбор проб на воду из резервуаров рекомендуется производить с уровней отбора продукта. При использовании автоматических пробоотборников на трубопроводах необходимо их располагать в зоне турбулентности потока, чтобы исключить эффект стратификации (разделения) потока.
Калибровка резервуаров производится при стандартной температуре 15 или 20°С, поэтому при хранении в стальных емкостях подогретых нефтепродуктов необходимо учитывать ошибку калибровки 0,0022% на 1°С разности температур продукта и калибровочной жидкости. Мерные ленты измерителей уровня калибруются при температуре 20°С, это также необходимо иметь в виду, при хранение «горячих» продуктов.
Величина ошибки измерения, вызванной смещением донной части резервуара, может составлять 0,10,5% перемешиваемого объема. Для ее снижения рекомендуется постоянно поддерживать нижний уровень взлива в диапазоне 23 м. Для несмешиваемых жидкостей (кроме авиационного топлива) есть смысл сохранять на определенном уровне подтоварную воду. В противном случае необходимо отремонтировать фундамент резервуара или провести профильные испытания, чтобы установить зависимость смешения от изменения массы жидкости в резервуаре.
Ошибки измерения могут возникать при отгрузке малых объемов из резервуаров большого диаметра. Так, при отгрузке 1000 м3 продукта из резервуара диаметром 50 м при точности измерения уровня 2 мм ошибка составит 0,79% объема отгруженной партии, а при той же отгрузке из емкости диаметром 10 м ошибка не превысит 0,03%. Рекомендуется при отгрузке малых партий из больших резервуаров использовать расходомеры-счетчики.
Обычно для повышения точности измерения в широком диапазоне расхода (21:1) применяют параллельное соединение трех расходомеров. Для поддержания оптимальной точности необходимо, чтобы значения расхода, температуры и плотности продукта в момент отгрузки соответствовали этим параметрам или калибровке счетчиков. При отклонениях рабочих параметров нужно учитывать изменения коэффициентов (Факторов) расходомера по поправочным графикам. Наиболее оптимальна проверка расходомеров в реальных условиях отгрузки.