
- •ВВЕДЕНИЕ
- •1. ИНФОРМАЦИОННО-ИЗМЕРИТЕЛЬНАЯ СИСТЕМА
- •2. ПОТЕРИ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ
- •3.2. Массовый метод измерений
- •3.3. Объемно-массовый метод измерений
- •3.4. Гидростатический (пьезометрический) метод измерения
- •4.1. Тензометрический способ
- •4.2.1. Устройство для товарно-расчетных операций в резервуарных парках «Утро»
- •4.3. Гравиметрический способ
- •4.4. Пьезометрический способ
- •5. ИНФОРМАЦИОННО-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ СИСТЕМЫ КОММЕРЧЕСКОГО УЧЕТА «РАДИУС» И «КВАНТ»
- •6. СИСТЕМА КОР-ВОЛ
- •7. МОНТАЖ ПРИБОРОВ ИЗМЕРЕНИЯ УРОВНЯ
- •8. ИЗМЕРЕНИЕ ВМЕСТИМОСТИ РЕЗЕРВУАРА ДЛЯ СОСТАВЛЕНИЯ КАЛИБРОВОЧНЫХ ТАБЛИЦ
- •9. УСЛОВИЯ ПРИЕМА И ПОСТАВКИ НЕФТИ И УЧЕТ КОЛИЧЕСТВА НЕФТИ НА НЕФТЕПРОВОДЕ
- •11. ЗАРУБЕЖНЫЙ ОПЫТ УЧЁТА НЕФТЕПРОДУКТОВ НА ПРИМЕРЕ ВЕЛИКОБРИТАНИИ
- •12. ПРАКТИЧЕСКИЕ ЗАДАНИЯ
- •12.1. Самотечное опорожнение одиночной цистерны
- •12.2. Определение объема резервуарного парка и выбор типов резервуаров
- •12.3. Общий порядок ремонта резервуаров на нефтебазах
- •Библиографический список
Предельная погрешность определения массы нефтепродукта составляет 0,5% (наибольшая суммарная масса взвешиваемых цистерн в составе до 2000 т).
Значение результата измерений округляется до того же разряда,
что и значение абсолютной погрешности. |
|
|
|
|
|
|
|
|||||
С |
|
|
|
|
|
Ι 0,2 т, |
||||||
Например, если абсолютная погрешность составляет |
||||||||||||
то результат округляется до десятых долей тонны, |
если Ι |
8 т, то |
||||||||||
результат округляется до целых значений тонн и т.д. |
|
|
|
|
|
|
||||||
вместимости |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
3.3. Объемно-массовый метод измерений |
|
|
|
|
|
|||||
Эт |
|
методом определяется |
масса |
нефтепродукта |
|
по |
его |
|||||
объему |
|
плотности. |
О ъем |
нефтепродукта |
находится |
из |
||||||
|
боры |
|
|
|
|
|
|
|
||||
градуировочных та л ц по измеренному уровню в резервуарах, |
||||||||||||
железнодорожных ц стернах, |
танках судна или по полной |
|||||||||||
|
|
указанных емкостей. Объем можно также измерять |
||||||||||
счетчиком ж дкости [3]. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Пр |
|
средства измерения |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Объем нефтепродуктов определяется в стационарных |
||||||||||||
резервуарах, |
транспортных |
средствах |
и |
технологических |
||||||||
трубопроводах, отградуированных в соответствии с требованиями |
||||||||||||
нормативно-технических документов. |
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
РД |
|
|
||||||
Резервуары стальные вертикальные стационарные (РВС) со |
||||||||||||
стационарными и плавающимиАкрышами и понтонами вместимостью |
||||||||||||
от 100 до 50 000 м3 должны быть отградуированы по ГОСТ 8.380–80 |
||||||||||||
(с учетом последующих изменений и дополнений). Резервуары |
||||||||||||
вертикальные цилиндрические железобетонные со сборной стенкой |
||||||||||||
вместимостью от 30 до 30 000 м3 |
– по |
И |
||||||||||
50-156-79, резервуары |
||||||||||||
стальные |
горизонтальные |
вместимостью |
от 5 до 100 |
м |
3 |
|
– |
по |
||||
ГОСТ 8.346–79 (с учетом последующих изменений). |
|
|
|
|
|
|
||||||
Технологические трубопроводы для |
нефтепродуктов |
должны |
градуироваться согласно «Методическим указаниям по определению вместимости и градуировке трубопроводов нефтебаз. Геометрический метод».
Градуировочные таблицы береговых резервуаров на перевалочных водных и водно-железнодорожных нефтебазах при перевозке нефтепродуктов водным транспортом должны быть утверждены территориальными органами Госстандарта, а остальных резервуаров и технологических трубопроводов – территориальным
12
(областным) управлением или госкомнефтепродуктом союзной республики [3].
После каждого капитального ремонта и вызванного в связи с этим изменения вместимости резервуара, но не реже 1 раза в 5 лет
должна проводиться повторная градуировка резервуара. |
|
||||||
С |
|
|
|
|
|
|
|
После оснащения резервуара внутренним оборудованием |
|||||||
градуировочная таблица должна быть пересмотрена и заново |
|||||||
утверждена в установленном порядке. |
|
|
|
|
|||
Граду ровочные |
таблицы |
на |
трубопроводы |
должны |
|||
градуировочные |
изменении |
схемы |
трубопровода, |
||||
пересматр ваться |
при |
|
протяженности ли д аметра отдельных его участков, но не реже 1 раза в 10 лет. Также не реже 1 раза в 10 лет должны пересматриваться
|
|
та л цы на резервуары железобетонные. |
К |
бА |
|
|
ровочной та лице должны быть приложены [3]: |
|
акт |
|
протокол определения размеров резервуара; |
акты |
змерен й азовой высоты и неровностей днища (формы |
акта и протокола пр ведены в ГОСТ 8.380–80); данные о массе понтона и уровне его установки от днища
резервуара; таблица средних для значений вместимости дробных частей
для сантиметра каждого пояса резервуара.
В градуировочной та лице указывают величины, на которые
На каждом резервуаре должнаДбыть нанесена базовая высота (в местный трафарет) – расстояние от днища резервуара до верхнего среза кромки измерительного люка. Базовая высота измеряется ежегодно.
внесены поправки при ее расчете.
Для проведения градуировки и составления таблиц должен привлекаться специально обученный персонал. Организации, проводящие градуировку, должны быть зарегистрированы в органах
Госстандарта и иметь право на проведение таких работ. И
Поправку на вместимость вертикального резервуара за счет
неровностей днища (коррекцию) необходимо определять ежегодно для вновь введенных резервуаров и не реже 1 раза в 5 лет – эксплуатируемых 5 и более лет, одним из методов, указанных в ГОСТ 8.380–80.
Базовая высота и неровности днища вертикального резервуара, уклон корпуса горизонтального резервуара измеряются ведомственной метрологической службой. Результаты измерений
13

оформляются актом, который утверждается руководством предприятия, организации нефтепродуктообеспечения.
Объем нефтепродукта в автомобильных цистернах определяется по полной их вместимости или по показаниям объемного счетчика.
Вместимость |
автоцистерны |
должна |
устанавливаться |
С |
|
|
|
заводом-изготовителем и периодически проверяться органами Росстандарта.
Объем нефтепродукта в автоцистерне, заполненной до указателя уровня (р с. 3.5), определяется по свидетельству, выданному
альными органами Госстандарта (рис. 3.6). |
|
|||
территор |
|
|
|
|
бА |
|
|||
|
|
Д |
||
Рис. 3.5. Указатель уровня наполнения цистерны (уголок тарировочный) |
||||
Вместимость |
железнодорожных |
Ицистерн должна |
||
устанавливаться путем индивидуальной градуировки каждой |
||||
цистерны. |
|
|
|
|
До осуществления индивидуальной градуировки допускается |
||||
устанавливать |
вместимость |
по |
«Таблицам |
калибровки |
14

железнодорожных цистерн», составленным расчетным методом по чертежам на каждый тип цистерн.
В железнодорожных цистернах объем нефтепродуктов определяется по градуировочным таблицам, составленным на каждый сантиметр высоты. Среднее значение вместимости дробных частей
Ссантиметра вычисляется расчетным путем [3].
и бА
Рис. 3.6. СвидетельствоДо поверке автоцистерны
Определение количества нефтепродуктовИпри приеме и наличии нефтеналивных судов должно производиться по измерениям в резервуарной емкости нефтебазы (при длине береговых трубопроводов до двух километров) или по измерениям в танках нефтеналивных судов с использованием их градуировочных таблиц (при протяженности береговых трубопроводов более двух километров).
Уровень нефтепродукта должен измеряться рулетками, метроштоками (рис. 3.7) или уровнемерами. Техническая характеристика средств измерений приведена в табл. 3.2.
15

С |
|
|
|
|
|
|
|
Рис |
|
|
|
|
|
|
|
. 3.7. Метрошток МШТм |
|
|
|
|
|
|
Средства измерений |
|
Таблица 3.2 |
||
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
Средства измерений |
Стандарт |
Пределы |
|
Погрешность |
|
|
измерений |
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Д |
|||
|
Рулетки с грузомбА2-го 0–10 м, |
Согласно |
|
|||
|
ГОСТ 7502-80 для |
|
||||
|
или 3-го класса точности |
ГОСТ 7502–80 |
0–20 м |
|
2-го и 3-го класса |
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
точности |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
По всей длине ± 2 мм; |
|
|
|
Метроштоки типа МШР |
|
И |
|
||
|
и составные типа МШС |
ГОСТ 18987–73 |
0–2200 мм |
от начала до середины |
|
|
|
|
|
|
|
шкалы 1 мм |
|
|
|
|
0–14 м, |
|
Согласно |
|
|
Уровнемеры |
ГОСТ 15983–81 |
0–20 м |
|
ГОСТ 15983–81 |
|
|
|
|
|
|
± 4 мм |
|
При учетно-расчетных операциях запрещается пользоваться средствами измерения уровня, не прошедшими госповерку или аттестацию в органах Госстандарта в соответствии с ГОСТ 8.001–80
или ГОСТ 8.326–78.
Для измерения уровня подтоварной воды применяются водочувствительные ленты или пасты (рис. 10.4). Ленты
16

прикрепляются, а пасты наносятся тонким слоем с двух сторон на груз рулетки или метрошток.
С |
|
|
|
|
иР с. 3.8. Водочувствительная паста Владыкина |
|
|||
|
АН |
|
||
Ленты должны храниться в плотно закрытых футлярах, |
||||
пересыпанные мелом или тальком, а паста – в закрытых банках. |
||||
Пасты применяютсябглавным о разом для измерения подтоварной |
||||
воды в светлых нефтепродуктах. |
|
|
||
Плотность в ото ранных пробах определяется ареометрами |
||||
стеклянными типа |
|
Д |
||
|
или НТ-1 |
по ГОСТ 18481–81 |
(рис. 3.9), |
|
имеющими погрешность измерений ± 5 кг/м3, или гидростатическими |
||||
весами. Цилиндры |
стеклянные |
для ареометров |
должны |
соответствовать этому стандарту. В трубопроводе плотность нефтепродукта может измеряться автоматическими измерителями плотности, допущенными к применениюИГосстандартом и обеспечивающими погрешность измерения не более ±0,1% [3].
Температура нефтепродуктов должна измеряться термометрами ртутными стеклянными лабораторными ТЛ-4 группы 4Б № 1 и 2.
Измерять среднюю температуру нефтепродукта в резервуарах можно с помощью термометров сопротивления (рис. 3.10). Погрешность средств измерения температуры не должна превышать ±0,5 °С.
17

Си
бАРис. 3.9. реометр Д И
Рис. 3.10. Термометр сопротивления
18
Проведение измерений
Уровень нефтепродуктов в резервуарах можно измерить линейкой, с грузом или уровнемерами с местным отсчетом или дистанционной передачей показаний на пульт в операторную. При этом показания необходимо считывать с точностью до 1 мм и место касания груза о стенки резервуара должно быть горизонтальным и жестким. При измерении в зональных резервуарах нижний конец метроштока ли груза ленты должен попадать на нижнюю
образующую резервуара. Стабильность при отсчете контролируется |
||
базовой высотой. В случае изменения лентой высоты необходимо |
||
выясн ть пр ч ну этого изменения. |
||
С |
|
|
Уровень нефтепродукта необходимо измерять с помощью |
||
измер тельной |
ленты |
грузом или метроштока, которые следует |
опускать медленно, не допуская волн на поверхности нефтепродукта |
||
и ударов о стенки резервуара. Лента рулетки должна находиться все |
||
время в намотанном |
, а метрошток – в строго вертикальном |
|
состоянии |
||
положен . Измерен я |
проводят при установившемся уровне |
|
нефтепродукта |
отсутствии волн [3]. |
|
Показания рулетки или метроштока отсчитываются от 0,1 до |
||
1 мм сразу по появлении смоченной части рулетки. |
||
Если расхождения превышают 1 мм, измерения необходимо |
||
повторить. |
|
|
необходимобАпротереть мягкой тряпкой насухо.
Отсчет уровня подтоварнойДводы необходимо проводить с точностью до 1 мм. Размытая грань свидетельствует об отсутствии резкой границы между водой и нефтепродуктом и наличии водоэмульсионного слоя.
Ленту рулетки или метрошток до и после измерений
При измерении уровня подтоварной воды водочувствительный слой ленты или пасты в течение 2–3 мин полностью растворяется и
резко выделяется грань между слоями воды и нефтепродукта. И
Если грань обозначается на ленте или пасте с противоположных сторон груза рулетки или метроштока на разной высоте, то измерения должны быть повторены.
При измерении уровня нефтепродукта в горизонтальных резервуарах необходимо вносить поправку на уклон резервуара по
формуле |
|
Δh n , |
(3.1) |
19
где n – уклон оси резервуара; – |
расстояние от точки измерения |
||||||
уровня до середины резервуара, мм; знак (–) – если уклон в сторону |
|||||||
люка; знак (+) – если уклон от люка. |
|
|
|
|
|||
Допустимый уклон резервуара не более 1:1000. |
|
|
|||||
Пример. В резервуаре V= 75 м3 |
расстояние от измерительного |
||||||
С |
|
|
|
|
|
||
люка до середины резервуара = 3870 мм. Уклон резервуара в |
|||||||
сторону измерительного люка 1:200, откуда n =0,005. |
|
|
|||||
Измерены уровни: воды h = 35 мм; |
|
|
|||||
нефтепродукта |
воды h общий = 3200 мм. |
|
|
||||
Поправка на уклон ∆h= n· = –3870 · 0,005 = –19 мм. |
|
|
|||||
Исправленный уровень: |
|
|
|
|
|||
воды |
hu |
=35 – 19 = 16 мм; |
|
|
|
|
|
|
в |
|
|
|
|
|
|
|
бА |
|
|
||||
нефтепродукта |
воды о щий hu |
= 3200 – 19 = 3181 мм. |
|
||||
|
|
|
|
в |
|
|
|
Уровень |
нефтепродукта |
и |
подтоварной |
воды |
в |
||
железнодорожныхиц стернах измеряется метроштоком через |
|||||||
горлов ну |
котла |
ц стерны в двух противоположных точках |
горлов ны по оси ц стерны. При этом необходимо следить за тем, чтобы метрошток опускался на нижнюю образующую котла и не попадал в углу ления для нижних сливных приборов. Уровень следует отсчитывать до 1 мм.
В автоцистерны нефтепродукт следует наливать до планки, установленной в горловинеДкотла цистерны на уровне, соответствующем номинальной вместимости или по заданной дозе согласно показаниям объемного счетчика. Плотность нефтепродуктов
в резервуарах и транспортных средствах определяется по отобранным пробам, в трубопроводе измеряется автоматическими плотномерами или по отобранным пробам. Плотность отсчитываетсяИдо четвертого
знака.
Из резервуаров и транспортных средств пробы отбираются в соответствии с ГОСТ 2517–85. В стационарных резервуарах для отбора проб должны применяться сниженные пробоотборники по Р 50194–92 или ручные пробоотборники по ГОСТ 2517–80.
Для отбора точечных проб пробоотборник опускается на заданный уровень и выдерживается в течение 5 минут.
При наливе автоцистерн на нефтебазах для определения плотности продукта из резервуаров следует отбирать пробы нефтепродукта через каждые два часа.
20
Температура нефтепродуктов определяется в течение 1–3 минут после извлечения каждой точечной пробы или в средней пробе отобранным сниженным пробоотборником. Термометр необходимо погружать в нефтепродукты на глубину, указанную в техническом паспорте на данный термометр, и выдерживать в пробе 1–3 минуты до принятия столбиком ртути постоянного положения [3].
Температуру отсчитывают по термометру, не вынимая его из
нефтепродукта. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Температура |
нефтепродукта |
вычисляется |
как |
среднее |
||||||
арифмет ческое температур точечных проб, взятых в соотношении, |
||||||||||
принятом для составления объединенной пробы по ГОСТ 2517–85. |
||||||||||
С |
ъединенная |
проба |
|
нефтепродукта |
из |
|||||
Напр мер: |
|
|||||||||
|
резервуара от ирается с трех уровней: верхнего, |
|||||||||
среднего |
жнего |
смешивается в соотношении 1:3:1. |
|
|
||||||
В этом случае средняя температура нефтепродукта вычисляется |
||||||||||
вертикального |
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
tср=tв 3tc |
tн , |
|
|
|
|
(3.2) |
||
|
|
5 |
|
|
|
|
|
|
|
|
где tв – |
температура точечной |
пробы |
верхнего |
слоя, |
°С; |
|||||
tc – температура точечной про ы среднего слоя, °С; tн |
– температура |
|||||||||
точечной пробы нижнего слоя, °С. |
|
|
|
|
|
|
|
|||
При дистанционном измерении средней температуры |
||||||||||
|
бА |
|
|
|
||||||
нефтепродукта в резервуаре термометрами сопротивлений |
||||||||||
температуры в пробах не измеряются. |
|
|
|
|
|
|
|
|||
Объединенная проба из горизонтального цилиндрического |
||||||||||
резервуара диаметром более 2500 мм отбирается с трех уровней: |
||||||||||
верхнего, среднего и нижнего и смешивается в соотношении 1:6:1. |
||||||||||
|
|
|
Д |
|
||||||
Средняя температура вычисляется |
|
|
|
|
|
|||||
|
|
tср = |
tв 6tc tн |
. |
|
|
|
|
(3.3) |
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
8 |
|
|
И |
|||||
|
|
|
|
|
|
Объединенная проба из горизонтального цилиндрического резервуара диаметром менее 2500 мм независимо от степени заполнения, а также из горизонтального цилиндрического резервуара диаметром более 2500 мм, заполненного на высоту до половины диаметра и менее, отбирается с двух уровней: середины и низа и
21

смешивается в соотношении 3:1, а температура рассчитывается по формуле
С |
|
ср = |
3 с + |
н |
. |
|
|
(3.4) |
||||
нефтепродукта |
4 |
по |
отобранным |
пробам |
||||||||
Плотность |
||||||||||||
определяется |
в |
лаборатории на |
месте |
отбора |
проб |
по |
||||||
ГО Т 3900–47. При определении плотности на месте отбора проб |
||||||||||||
площадка для проведения измерений должна быть ровной, |
||||||||||||
ли |
|
осадков, солнечной радиации |
||||||||||
горизонтальной, защ щенной от ветра, |
||||||||||||
кожухом |
друг ми устройствами [3]. |
|
|
|
|
|
|
|||||
Процесс |
змерения нефтепродуктов |
объемно-массовым |
||||||||||
бА |
|
в |
||||||||||
методом может |
ыть |
автоматизирован |
путем применения |
|||||||||
резервуарах |
змер тельных установок, |
а при наливе транспортных |
||||||||||
средств – автомат |
ческ |
х систем налива с использованием счетчиков, |
автомат ческ х плотномеров, о ъединенных в систему измерения массы нефтепродукта.
Масса принятого (отпущенного) нефтепродукта в резервуарах с
понтонами или плававшими крышами определяется с учетом массы понтона (плавающей крыши) и его положения в резервуаре. Для этого необходимо знать, на каком уровне начинает всплывать понтон или плавающая крыша. Масса понтона или плавающей крыши определяется по рабочим чертежам, прикладываемым к градуировочной таблице.
начала и до конца всплытия зависитДот конструкции покрытия и диаметра резервуара. При эксплуатации следует избегать измерений нефтепродуктов в этой зоне, т.к. это ведет к большим погрешностям при определении массы нефтепродукта.
При заполнении резервуара нефтепродуктом отдельные части
понтона (плавающей крыши) всплывают неодновременно. Зона от И
При определении количества нефтепродуктов в резервуарах с понтонами или плавающими крышами должны вноситься поправки в соответствии с ГОСТ 8.380–80.
При приемке и отпуске нефтепродуктов необходимо помнить:
– если до начала измерения покрытие находилось в плавающем состоянии, а по окончании – на опорных стойках (или наоборот), то поправка на покрытие вносится на тот момент, когда оно находится в плавающем состоянии;
22