Rachunkowość ilościowa produktów naftowych. Określanie ilości i jakości produktu naftowego w zbiorniku. Metody pomiaru oleju i produktów naftowych

Organizacja systemu rozliczania ropy i produktów naftowych, polegająca na zastosowaniu nowoczesnych, precyzyjnych narzędzi kontroli, jest niezbędnym warunkiem skutecznego zwalczania strat ilościowych. Właściwe rozliczenie wszelkich operacji transportowych i magazynowych pozwala określić wielkość strat i skuteczność działań mających na celu ograniczenie strat ropy i produktów naftowych.

Rozliczanie ropy naftowej lub produktów naftowych prowadzi dział transportu towarów przedsiębiorstwa lub służba wysyłkowa. Ilość ropy i produktów naftowych uwzględnia się w jednostkach masy - kilogramach ( kg).

Cel rachunkowości ilościowej jest określenie ilości produktów naftowych:

· otrzymany przy przyjęciu;

· wydany przy wysyłce;

· dostępny w zbiornikach lub innych pojemnikach podczas przechowywania.

Na podstawie tych pomiarów dokonywane są płatności handlowe za produkty naftowe, określane jest zużycie produktów naftowych na potrzeby własne oraz rzeczywiste straty produktów naftowych podczas ich odbioru, wydania i magazynowania.

Do księgowości przygotowywane są następujące dokumenty:

· przy odbiorze produktu na stacji czołowej i jego dostawie w punktach pośrednich i końcowych, a także przy dostawie do składów ropy wzdłuż odgałęzień;

· o brakach lub nadwyżkach produktu w okresie sprawozdawczym;

· o obecności produktu w rurociągu głównym, odgałęzieniach i rurociągach przepompowni.

Najpowszechniej stosowaną metodą rozliczania produktów naftowych jest metoda masy objętościowej, który obejmuje następujące kroki:

· wybór średnia (połączona) próbka produkt naftowy ze zbiornika zgodnie z GOST 2517-85 „Ropa i produkty naftowe. Metody pobierania próbek”;

· definicja Średnia temperatura produkt naftowy w zbiorniku;

· definicja gęstość produkt naftowy w określonej średniej temperaturze zgodnie z GOST 3900-85 „Ropa i produkty naftowe. Metody wyznaczania gęstości”;

pomiar wysokości ogólne wypełnienie płynem w zbiorniku, a także wysokość butelkowanie wyprodukowanej wody stosowanie pasty wrażliwej na wodę;

· na podstawie zmierzonych wysokości wycieków, oznaczenie w zbiorniku całkowita objętość cieczy I objętość wyprodukowanej wody zgodnie z tabelą kalibracji zbiornika;

· obliczenia ilość produktów naftowych w zbiorniku (różnica pomiędzy całkowitą objętością cieczy a objętością wytworzonej wody z tabel kalibracyjnych);

· obliczenia masa produktu naftowego jako iloczyn objętości produktu naftowego przez wartość określonej gęstości w zmierzonej temperaturze zgodnie z GOST 26976-86 „Ropa i produkty naftowe. Metody pomiaru masy” iGOST R 8.595-2002 " Masa ropy i produktów naftowych. Ogólne wymagania dotyczące technik pomiarowych.”

Głównym zadaniem rozliczania produktów naftowych podczas operacji rozliczania towarów jest zapewnienie ich wiarygodności.

Na wielkość strat produktów naftowych duży wpływ mają: wsparcie metrologiczne systemy rozliczania ropy naftowej lub produktów naftowych w obiektach transportu rurociągami. Wsparcie metrologiczne polega na prawidłowym wykorzystaniu przyrządów pomiarowych do wykonywania operacji technologicznych i docelowo na zapewnieniu rzetelności rozliczeń ilościowych produktów naftowych.

Aby to zrobić, przede wszystkim musisz mieć przyrządy pomiarowe (MI) wylewów, temperatury i gęstości (taśmy taśmowe, pręty metra, termometry i areometry), certyfikowane przez jednostki normalizacyjne i metrologiczne (TSSM) w określony sposób. Laboratorium chemiczne oddziału przedsiębiorstwa musi posiadać certyfikat atestu.

Zbiorniki muszą mieć tabele kalibracyjne, opracowane i wykonane zgodnie z dokumentami regulacyjnymi (GOST 8.570-2000. ” Zbiorniki stalowe pionowe cylindryczne. Metody weryfikacji”) i nie wygasł (dla komercyjnych zbiorników rozliczeniowych ustala się okres 5 lat). Każdy zbiornik należy poddać przeglądowi raz w roku w okresie letnim. wysokość podstawy(szablon wysokościowy) wraz ze sporządzeniem protokołu i wpisaniem jego wartości na mapę technologiczną eksploatacji zbiorników.

Dokładność określenia Rzeczywista ilość ropy lub produktów naftowych w zbiornikach podczas operacji towarowych zależy od:

· prawidłowe sporządzenie tablic kalibracyjnych dla kontenerów (cysterny, statki, zbiorniki); organizacja przeprowadzająca kalibrację zbiorników musi posiadać licencję, a wykonujący ją pracownicy muszą posiadać certyfikat w ustalonej formie. Błąd kalibracji wynosi 0,2%.

· uwzględnienie poprawek do zmierzonych objętości w zakresie korekty dna, pochylenia kadłuba, temperatury;

· dokładny pomiar wysokości wylewów i odpowiadających im objętości przy określonej gęstości i rzeczywistej temperaturze;

· prawidłowe rozliczenie ilości wyprodukowanej wody i balastu;

· stosowanie standardowych przyrządów pomiarowych (ruletki, losowania, gęstościomierze oleju, termometry itp.);

· kwalifikacje pracowników zajmujących się rozliczaniem ropy i produktów naftowych;

· zgodność z wymaganiami dokumentacji regulacyjnej i technicznej oraz instrukcji branżowych dotyczących rozliczania ropy i produktów naftowych podczas ich transportu rurociągami, załadunku i magazynowania.

Zwiększenie dokładności pomiaru ilości ropy lub produktów naftowych w zbiornikach głównych pompowni i punktów zrzutu pozwala na identyfikację i określenie rozmiarów strat oraz określenie sposobów ich zwalczania.

Pierwszego dnia każdego miesiąca o godzinie 6:00 H Czas moskiewski w firmie Transnefteproduct lub o godzinie 00:00 H w Transniefti pompowanie odbywa się na głównych obiektach rurociągów bez przerywania pompowania spis ilości ropy i produktów naftowych. Inwentaryzacji podlegają produkty znajdujące się w zbiornikach, zbiornikach wycieków technologicznych, urządzeniach technologicznych i rurociągach, a także w części liniowej głównego rurociągu i od niego odgałęzieniach.

Tabele kalibracyjne należy sporządzić dla każdego odcinka części liniowej MT i łuków. Jednocześnie w części liniowej MT należy uwzględnić nie tylko odcinki całkowicie wypełnione produktem, ale odcinki rurociągu, w których płynie ciecz o niepełnym przekroju (przepływ grawitacyjny). Błąd dokładności pomiaru przy uwzględnieniu ropy naftowej lub produktów naftowych nie przekracza 0,5%.

Podczas inwentaryzacji jest to ustalane rzeczywista dostępność ropy naftowej lub produktów naftowych, co jest porównywalne z pozostaje książka i dane księgowe. Na podstawie aktów inwentaryzacji, przyjęcia i wydania, wydania na potrzeby własne sporządzany jest bilans.

Ogólne straty ropy naftowej lub produktów naftowych definiuje się jako różnicę pomiędzy częścią dochodową i kosztową bilansu towaru. Zawierają:

· straty naturalne podczas przechowywania i wykonywania operacji przyjmowania i wydawania;

· naturalne ubytki produktów naftowych z rurociągów MT i technologicznych podczas transportu, związane z nieszczelnościami przez uszczelnienia urządzeń pompowych, energetycznych, urządzeń i armatury technologicznej itp.;

· straty produktów naftowych związane z konserwacją i naprawą (MER) urządzeń i konstrukcji MT (czyszczenie zbiorników, montaż i naprawa urządzeń technologicznych itp.);

· jednorazowe straty spowodowane awariami związanymi z naruszeniem szczelności rurociągu i urządzeń (uszkodzenia, wypadki); w tym przypadku wszystkie rodzaje jednorazowych strat nadzwyczajnych uwzględnia się na podstawie aktów sporządzanych dla każdego indywidualnego przypadku;

· straty związane z kradzieżą ropy i produktów naftowych z rurociągów i zbiorników (należy załączyć protokoły z dochodzeń w sprawie wypadków związanych z kradzieżą oraz obliczenia strat).

Przyczyny rozbieżności w bilansach przepompowni wynikają z niedokładnych pomiarów poziomu ropy lub produktów naftowych, niejednoczesnych pomiarów na wszystkich stacjach, niedokładności w określeniu gęstości produktu i temperatury itp.

W przypadku długich rurociągów na równowagę znacząco wpływają różne gęstości ropy lub produktów naftowych na trasie, wynikające z nierównomiernego rozkładu temperatur. Aby dokładnie określić masę produktu naftowego w części liniowej, należy wziąć pod uwagę ciśnienie w rurociągu i poprawki temperaturowe dotyczące rozszerzalności produktu naftowego i ścianek rurociągu, a także rodzaj oleju produkt. Wskazane jest określenie gęstości produktów naftowych na różnych odcinkach rurociągu, biorąc pod uwagę tzw. „kolorowy wykres” ruchu produktów naftowych przez rurociąg.

Monitorowanie stanu ma ogromne znaczenie w ograniczaniu strat ilościowych produktów naftowych dostarczanych do powiązanych tankowni. okupacja odwadnianie rurociągów MT i technologicznych na składowisku ropy.

W tym celu przed dostarczeniem produktów naftowych wylotem z MT na składowisko ropy naftowej monitorowane jest napełnienie odbierających linii technologicznych od złoża do zaworów końcowych wylotu. W tym celu należy najpierw otworzyć zawór odbiorczy zbiornika i sprawdzić napełnienie technologii po wyjściu produktu podczas otwierania zaworu zaworu sterującego zainstalowanego w najwyższym punkcie rurociągów technologicznych. Jeżeli rurociągi technologiczne nie są napełnione produktem, należy je napełnić produktem ze zbiornika odbiorczego składowiska ropy naftowej.

Zajętość gniazdka z siecznych zaworów” 0 » km w MT, aż do zaworów końcowych w składzie oleju, kontrolowane jest poprzez zatykanie wylotu pod nadciśnienie po ostatniej operacji akceptacji. Podczas późniejszego podawania produktów naftowych przez wylot sprawdzana jest wartość tego ciśnienia. Jeżeli ciśnienie na wylocie spadnie, ustala się przyczyny spadku i ustala winnego za jego uzupełnienie produktem naftowym. Wszystkie te kwestie muszą zostać ustalone w drodze uzgodnienia „Instrukcje dotyczące relacji” pomiędzy składem ropy naftowej a LPDS.

Najlepszym rozwiązaniem problemu rozliczania ilości produktów naftowych dostarczanych odgałęzieniami rurociągów dla przedsiębiorstwa transportu rurociągami jest zainstalowanie komercyjnych liczników bezpośrednio na «0» km wycofanie

Na poprawność operacji księgowych towarów i ich wiarygodność duży wpływ mają czynnik ludzki. Operatorzy muszą ściśle przestrzegać instrukcji obowiązujących w przedsiębiorstwach dotyczących zasad rozliczania produktów naftowych, ale nie zawsze gwarantuje to całkowite uniknięcie błędów przy pomiarach wylewów, określaniu gęstości, temperatury itp. Aby na przykład wiarygodnie określić gęstość produktu naftowego, w pobliżu zbiorników należy zainstalować specjalne stoły do ​​instalowania cylindrów miarowych z produktami naftowymi, obrotowych osłon ochronnych przed wiatrem itp.

Zwiększenie dokładności pomiaru ropy lub produktów naftowych w zbiornikach głównych przepompowni i punktów zrzutu pozwala na identyfikację i określenie rozmiarów strat oraz określenie sposobów ich zwalczania.

Aby zmniejszyć wpływ czynnika ludzkiego przy rozliczaniu ropy i produktów naftowych podczas pomiaru poziomu ich napełnienia w zbiornikach, stosuje się mierniki poziomu. Najpopularniejszym typem są pływakowe wskaźniki poziomu UDU. Zautomatyzowane systemy księgowe dla typów „ Poziom", « Rano-3», « Promień», « Kwant», « Kor-tom», Kontrola radarowa SAAB, ENRAF i inni. Zazwyczaj systemy te służą do rachunkowość operacyjna ilości produktów naftowych, ale część z nich, jak np Kontrola radarowa SAAB I ENRAF posiadają certyfikaty Centrum Leków i są dopuszczone do wykonywania księgowość komercyjna.

Na przykład system pomiarowy i obliczeniowy „Kor-Vol” zapewnia pomiar poziomu produktu naftowego w zbiorniku i średniej temperatury, sygnalizację poziomów eksploatacyjnych, obliczanie objętości oleju (produktów naftowych). System działa na zasadzie śledzenia ruchu pływaka na powierzchni oleju. Do pomiaru średniej temperatury wykorzystuje się zestaw termometrów oporowych, zamontowanych na rurze wsporczej, które za pomocą pływaka monitorują zmiany poziomu cieczy. Taki system jest stosowany na przykład w Priboi LPDS firmy JSC South-West Transnefteproduct.

System typu SAAB Radar działa jako poziomowskaz na zasadzie wiązki odbitej (radaru) od dachu do górnej powierzchni poziomu cieczy w zbiorniku. System ten jest stosowany zarówno do operacyjnego, jak i komercyjnego rozliczania produktów naftowych (na przykład w Ilukste LPDS na Łotwie).

Wszystkie wymienione systemy to właściwie tylko wskaźniki poziomu. W takim przypadku gęstość produktu należy określić ręcznie na podstawie próbek pobranych z próbników zredukowanych takich jak PSR. Następnie wszystkie dane wprowadzane są do komputera i obliczana jest objętość i masa produktu naftowego w zbiorniku.

W odróżnieniu od tych układów pomiarowych, urządzenie ENRAF jest układem hybrydowym, posiadającym wskaźnik poziomu oraz czujnik ciśnienia umieszczony na dnie zbiornika. System ENRAF wykrywa objętość produktu naftowego znajdującego się w zbiorniku, a czujnik ciśnienia mnoży ciśnienie hydrostatyczne cieczy nad nim przez pole przekroju poprzecznego zbiornika. W rezultacie otrzymujemy objętość i masę produktu naftowego z milimetrowym odstępem między napełnieniami. Gęstości produktu naftowego nie określa się w zwykły sposób, lecz oblicza się go na podstawie znanych wartości masy i objętości produktu naftowego.

System ten z powodzeniem stosowany jest do komercyjnego rozliczania produktów naftowych w zbiornikach. System ENRAF stosowany na przykład w LPDS-8N firmy JSC YuZTNP.

Obecnie powszechnie stosowane są komercyjne urządzenia dozujące do ropy i produktów naftowych. na strumieniu podczas ich pompowania. Jednym z takich urządzeń dozujących produkty naftowe jest zespół dozujący produkty naftowe ( UUNP), zainstalowany na LPDS „Priboi” OJSC „YUZTNP”, którego zasada działania opiera się na zastosowaniu przyspieszenia Coriolisa, gdy produkt naftowy przechodzi przez zakrzywione zakręty rur dozownika, w którym mierniki masy w celu określenia masy przychodzącego produktu w jednostce czasu. Gęstość przepompowywanego produktu określana jest za pomocą automatycznych mierników gęstości zainstalowanych na rurociągu.

Podczas pompowania oleju stosuje się układ pomiaru ilości i jakości oleju ( SICN), działające na tej samej zasadzie, które instaluje się na wlocie i wylocie przepompowni. Dokładność urządzeń (ENRAF i SIKN ) okresowo sprawdzane przez specjalne kalibratory rurowo-tłokowe ( TPU).

Na dokładność działania mierników masy wpływa obecność zanieczyszczeń mechanicznych i wtrąceń obcych w pompowanym produkcie. Do oczyszczania ropy i produktów naftowych z zanieczyszczeń mechanicznych i wtrąceń obcych, które wpływają na dokładność określenia ich ilości oraz do ochrony środków metrologicznych przed uszkodzeniami mechanicznymi, stosuje się je filtry.

Podczas pracy elementy filtracyjne ulegają zanieczyszczeniu, co prowadzi do pogorszenia wiarygodności rozliczania ropy i produktów naftowych. Dlatego obecnie rozwój modyfikowanych konstrukcji filtrów siatkowych i dobór metod ich budowy w zależności od właściwości środowiska i stopnia jego zanieczyszczenia jest jednym z kierunków zwiększania ich niezawodności, właściwości użytkowych, zwiększania skrócenie czasu realizacji i zwiększenie wiarygodności rozliczeń ropy naftowej i produktów naftowych w ogóle.

Dzięki zautomatyzowanemu pomiarowi masy produktów naftowych redukcję strat osiąga się poprzez zwiększenie stopnia szczelności przestrzeni gazowej zbiornika i zwiększenie dokładności pomiaru. Zatem przy każdym pomiarze poziomu i ręcznym pobieraniu próbek odparowuje średnio 13 kg benzyny.

Roczne oszczędności wynikające z redukcji strat G z przy zamkniętym pomiarze masy będzie wynosić:

G z= 0,013 · N ∙ 365, T,

Gdzie N– liczba otwarć włazu pomiarowego na dobę.

W celu dokładnego rozliczania produktów naftowych w gospodarstwach zbiornikowych, systemy oprogramowania do rozliczania ropy naftowej i produktów naftowych. Na przykład w Rybinskoye LPDS firmy TransSibneft OJSC wprowadzono kompleks Park, który zawiera pakiet oprogramowania do rozliczania ropy w gospodarstwach zbiornikowych, zwany SIUN(System Inwentaryzacji i Księgowości Ropy), opracowany dla spółki Transnieft. Wprowadzenie tego kompleksu umożliwiło automatyzację pracy operatora towarowego i przekazywanie informacji operacyjnych działom wyższego szczebla na podstawie otrzymanych danych o stanie farmy zbiorników.

W kompleksie tym wykorzystywane są radarowe mierniki poziomu SAAB Tank Rex, wskaźniki poziomu ULM-11 firmy „Limako” (Tula) i zanurzeniowe czujniki temperatury TUR-9901(Korolew).

Oprócz stanowiska operatora przepompowni ropy naftowej, w centrum sterowania LPDS znajduje się stanowisko operatora towarowego farmy zbiorników, na którym instalowane jest oprogramowanie kompleksu. Park" Operator towarowy monitoruje stan zbiorników wyświetlając kompleks na ekranie monitora. Korzysta z raportów eksploatacyjnych i dwugodzinnych, za pomocą których monitoruje w czasie rzeczywistym obliczone parametry, takie jak masa handlowego oleju, wolna objętość, a także monitoruje zmiany, które zaszły od początku dnia lub dwóch godziny.

Automatyzacja i telemechanizacja procesów technologicznych. Ważnym środkiem przeciwdziałającym stratom ilościowym ropy i produktów naftowych jest wprowadzenie automatyka i telemechanizacja na rurociągu, umożliwiając pompowanie do tryb optymalny, a w przypadku usterek podjąć szybkie działania w celu ich szybkiego usunięcia.

Zastosowanie systemów automatyki i telemechanizacji procesów technologicznych zapewnia niezawodną i stabilną pracę głównych rurociągów.

Narzędzia kontroli i automatyzacji przepompownie powiadamianie o osiągnięciu awaryjnego maksymalnego poziomu oleju lub produktów naftowych w zbiornikach i zbiornikach wyciekowych, zapobieganie przelaniom, awariom odolejaczy i urządzeń do ich uzdatniania oraz kontrolowanie poziomu i temperatury cieczy w zbiornikach.

Urządzenia sterujące i automatyzujące część liniowa główne rurociągi powiadamiają personel o pęknięciach rurociągów, sygnalizują awarie urządzeń ochrony katodowej i drenażowej rurociągów. Automatycznie przerywają pompowanie i zamykają liniowe zawory odcinające, odłączając uszkodzony odcinek, w przypadku pęknięcia rurociągu lub pojawienia się nieszczelności na skrzyżowaniach krytycznych i w pobliżu obszarów zaludnionych oraz prowadzą ciągły lub okresowy monitoring rurociągu w celu wykrycia małych wycieków i ich lokalizacji .

Do powiadomienia W przypadku pęknięcia rurociągu i wycieku ładunku ropy sygnalizowane są następujące zmiany jego parametrów eksploatacyjnych:

· obniżenie ciśnienia na tłoczeniu przepompowni;

· zwiększenie zasilania pomp głównych i obciążenia silników elektrycznych;

· występowanie nierównowagi kosztów na odcinkach rurociągów pomiędzy przepompowniami a zbiornikowniami.

Ponadto automatyzacja rurociągów i telemechanizacja mają na celu zapewnienie stosowania opłacalnych schematów technologicznych, które zmniejszają inwestycje kapitałowe i koszty operacyjne różnych systemów pompowych.

Wykład 9.

W zależności od charakteru operacji technologicznych i wielkości branych pod uwagę partii produktów naftowych stosuje się różne metody pomiarowe. Metody pomiarowe dobierane są na podstawie oceny ich dokładności w odniesieniu do danej operacji technologicznej, biorąc pod uwagę techniczną możliwość wdrożenia tej metody oraz biorąc pod uwagę zalecenia zawarte w normach oraz dokumentacji prawno-technicznej regulującej warunki stosowania tych metod. metody pomiarowe.

Obecnie, zgodnie z zasadami rachunkowości ilościowej, stosuje się:

1) metoda bezpośrednia pomiary masy za pomocą wag lub przepływomierzy masowych (liczników);

2) metody pośrednie : wolumetryczny i hydrostatyczny.

Zgodnie z obowiązującymi przepisami rozliczanie ilościowe produktów naftowych w przedsiębiorstwach systemu zaopatrzenia w produkty naftowe prowadzone jest w jednostkach masowych.

Metody pomiaru ilości ropy i produktów naftowych podczas operacji księgowych i rozliczeniowych na całej ścieżce ich przemieszczania się od produkcji do rafinacji i od rafinacji do konsumentów ustala się na podstawie GOST 26976-86 „Ropa i produkty naftowe. Metody pomiaru masy.” Norma ta stanowi podstawowy dokument dla rozwoju metod wykonywania pomiarów na złożach ropy naftowej, głównych rurociągach produktów naftowych i stacjach benzynowych.

Stosowanie metod bezpośrednich polega na wyznaczaniu masy produktów za pomocą wag, dozowników i urządzeń ważących, liczników masy lub przepływomierzy masowych z integratorami.

Metody pośrednie z kolei dzielą się na objętościowe i hydrostatyczne.

Metoda masy wolumetrycznej. Zastosowanie metody objętościowo-masowej sprowadza się do pomiaru objętości V i gęstość R produktu w tych samych warunkach lub zredukowanego do tych samych warunków (temperatury i ciśnienia), określając masę brutto produktu jako iloczyn wartości tych wielkości i późniejsze obliczenie masy netto produktu:

= · , (9)

Gdzie - masa netto produktu, t;

- objętość produktu, m;

- gęstość produktu zredukowana do warunków pomiaru objętości, t/m3.

W zależności od metody pomiaru objętości produktu dzieli się na metodę objętościowo-masową dynamiczny I statyczny replika.

Metoda dynamiczna stosowany przy pomiarze masy produktu bezpośrednio na przepływie w rurociągach produktów naftowych. W tym przypadku objętość produktu mierzona jest za pomocą mierników lub przetworników przepływu z integratorami.

Metoda statyczna stosowany przy pomiarze masy produktu w pojemnikach miarowych (zbiorniki pionowe i poziome, kontenery transportowe itp.). Objętość produktu w zbiornikach określa się za pomocą skalowanych tablic zbiornikowych na podstawie wartości stanu napełnienia mierzonego za pomocą poziomowskazu, pręta mierniczego lub metalowej taśmy mierniczej. W pojemnikach wyskalowanych do pełnej pojemności kontrolowany jest poziom i napełnienie, a objętość określana jest na podstawie danych paszportowych.

Metoda hydrostatyczna. Przy zastosowaniu tej metody mierzy się ciśnienie hydrostatyczne kolumny produktu, określa się średnią powierzchnię napełnionej części zbiornika na poziomie, w stosunku do którego dokonywany jest pomiar, oraz oblicza się masę produktu jako iloczyn tych wartości podzielony przez przyspieszenie ziemskie. W tym przypadku wzór na określenie masy produktu M (w kg) ma postać:

gdzie p - ciśnienie hydrostatyczne produktu w zbiorniku w stosunku do poziomu odniesienia, Pa;

N - obliczony poziom napełnienia lub poziom, względem którego dokonywany jest pomiar, m;

- średnia powierzchnia przekroju zbiornika, określona z tablic kalibracyjnych danego zbiornika;

STANDARD PAŃSTWOWY ZWIĄZKU ZSRR

PRODUKTY NAFTOWE I NAFTOWE

METODY POMIARY SZEROKIE RZESZE

GOST

Ropa naftowa i produkty naftowe.

Metody pomiaru masy

1. Postanowienia ogólne

2.Metody pomiarowe

3. Błędy w metodach pomiarowych

Załącznik nr 1. Terminy stosowane w standardzie i objaśnienia do nich

Załącznik 2. Modele matematyczne pośrednich metod pomiaru masy i ich błędy

Załącznik 3. Przykłady obliczeń masy produktu i szacowania błędów metody

1. POSTANOWIENIA OGÓLNE

1.1. Norma reguluje metody pomiaru masy brutto i masy netto produktów.

Podstawową metodą dostaw eksportowych i operacji handlowych ropy naftowej i produktów naftowych, z wyjątkiem oleju opałowego, bitumu i smaru, jest metoda dynamiczna z wykorzystaniem mierników (przepływomierzy).

1.2. Produkty muszą spełniać wymagania aktualnej dokumentacji regulacyjnej i technicznej.

1.3. Terminy stosowane w tym standardzie i ich objaśnienia podano w odnośniku Załącznik 1.

2. METODY POMIARU

2.1. Podczas przeprowadzania operacji księgowych i rozliczeniowych stosuje się metody bezpośrednie i pośrednie.

2.2. W przypadku metod bezpośrednich masę produktów mierzy się za pomocą wag, dozowników i urządzeń wagowych, liczników masy lub przepływomierzy masowych z integratorami.

2.3. Metody pośrednie dzielą się na metody wolumetryczne i hydrostatyczne.

2.3.1. Metoda masy wolumetrycznej

2.3.1.1. Stosując metodę objętościowo-masową, objętość i gęstość produktu mierzy się w tych samych lub zredukowanych do tych samych warunkach (temperatura i ciśnienie), masę brutto produktu określa się jako iloczyn wartości tych ilości, a następnie obliczana jest masa netto produktu.

2.3.1.2. Gęstość produktu mierzy się za pomocą gęstościomierzy liniowych lub areometrów oleju w połączonej próbce, a temperaturę produktu i ciśnienie w warunkach pomiaru odpowiednio gęstości i objętości za pomocą termometrów i manometrów.

2.3.1.3. Oznaczanie masy netto produktu

Przy określaniu masy netto produktu określa się masę balastową. W tym celu należy zmierzyć zawartość wody oraz stężenie soli chlorkowych w oleju i obliczyć ich masę.

Masę zanieczyszczeń mechanicznych określa się biorąc ich średni udział masowy w oleju wg GOST 9965-76.

2.3.1.4. W zależności od metody pomiaru objętości produktu metodę objętościowo-masową dzieli się na dynamiczną i statyczną.

Metodę dynamiczną stosuje się przy pomiarze masy produktu bezpośrednio na przepływie rurociągami produktów naftowych. W tym przypadku objętość produktu mierzona jest za pomocą mierników lub przetworników przepływu z integratorami.

Metodę statyczną stosuje się przy pomiarze masy produktu w pojemnikach miarowych (zbiorniki pionowe i poziome, kontenery transportowe itp.).

Objętość produktu w zbiornikach określa się za pomocą tabel kalibracji zbiorników na podstawie wartości stanu napełnienia mierzonego za pomocą poziomowskazu, pręta metra lub metalowej taśmy mierniczej. W pojemnikach wyskalowanych do pełnej pojemności kontrolowany jest poziom napełnienia, a objętość określana jest na podstawie danych paszportowych.

2.3.2. Metoda hydrostatyczna

2.3.2.1. Stosując metodę hydrostatyczną, mierzy się ciśnienie hydrostatyczne kolumny produktu, określa się średnią powierzchnię napełnionej części zbiornika i oblicza się masę produktu jako iloczyn wartości tych wielkości podzielone przez przyspieszenie grawitacyjne.

Masę wydanego (przyjętego) produktu określa się dwiema metodami:

jako różnicę mas ustalonych na początku i na końcu operacji towarowej powyższą metodą;

jako iloczyn różnicy ciśnienia hydrostatycznego na początku i na końcu operacji towaru przez średnie pole przekroju poprzecznego części zbiornika, z którego uwolniono produkt, podzielone przez przyspieszenie ziemskie.

2.3.2.2. Ciśnienie hydrostatyczne kolumny produktu mierzone jest za pomocą manometrów, biorąc pod uwagę prężność pary produktu.

2.3.2.3. Do określenia średniego pola przekroju poprzecznego części zbiornika stosuje się miarkę metalową lub poziomowskaz do pomiaru poziomu produktu na początku i na końcu operacji towaru oraz zgodnie z tabelą kalibracji zbiornika , obliczyć średnie pola przekroju poprzecznego odpowiadające tym poziomom.

Dopuszcza się, zamiast pomiaru poziomu, zmierzyć gęstość produktu za pomocą klauzula 2.3.1.2 i określ:

poziom napełnienia w celu określenia średniego pola przekroju poprzecznego jako iloraz ciśnienia hydrostatycznego podzielonego przez gęstość;

objętość oleju w celu określenia masy balastu jako iloraz masy podzielonej przez gęstość.

2.4. Modele matematyczne metod bezpośrednich i ich błędy podano w MI 1953-88.

Modele matematyczne metod pośrednich i ich błędy podano w części obowiązkowej Załącznik 2.

Przykłady obliczeń masy produktu i oszacowań błędów metody podano w literaturze Dodatek 3.

Notatka. W przypadku zagranicznych organizacji handlowych, w razie potrzeby, dopuszcza się obliczanie masy zgodnie z przepisami normy ISO 91/1-82 i innymi dokumentami międzynarodowymi uznanymi w ZSRR.

3. BŁĘDY METOD POMIARU

3.1. Granice błędu względnego metod pomiaru masy nie powinny przekraczać:

metodą bezpośrednią:

± 0,5% - przy pomiarze masy netto produktów naftowych do 100 ton oraz masy netto bitumu;

± 0,3% - przy pomiarze masy netto smarów;

metodą dynamiki objętościowo-masowej:

± 0,25% - przy pomiarze masy brutto oleju;

± 0,35% - przy pomiarze masy oleju netto;

± 0,5% - przy pomiarze masy netto produktów naftowych od 100 ton i więcej;

± 0,8% - przy pomiarze masy netto produktów naftowych do 100 ton i produktów naftowych odpadowych;

metodą statyczną objętościowo-masową:

± 0,5% - przy pomiarze masy netto ropy naftowej, produktów naftowych od 100 ton i więcej oraz masy netto bitumu;

± 0,8% - przy pomiarze masy netto produktów naftowych do 100 ton i produktów naftowych odpadowych;

metodą hydrostatyczną:

± 0,5% - przy pomiarze masy netto ropy naftowej, produktów naftowych od 100 ton i więcej;

± 0,8% - przy pomiarze masy netto produktów naftowych do 100 ton i produktów naftowych odpadowych.

ANEKS 1

Informacja

TERMINY STOSOWANE W NORMIE ORAZ OBJAŚNIENIA DO NICH

Masa brutto - masa ropy i produktów naftowych, której wskaźniki jakości odpowiadają wymaganiom dokumentacji regulacyjnej i technicznej.

Masa balastowa to całkowita masa wody, soli i zanieczyszczeń mechanicznych w oleju lub masa wody w produktach naftowych.

Masa netto to różnica pomiędzy masą brutto a masą balastową.

ZAŁĄCZNIK 2

Obowiązkowy

MODELE MATEMATYCZNE METOD POŚREDNICH POMIARÓW MASY I ICH BŁĘDY

1. Model metody dynamiki objętościowo-masowej

	Masa produktu, kg;
	Objętość produktu, m3;
	Gęstość produktu, kg/m3;
δ ρ= (tρ - telewizja)	Różnica temperatur produktu podczas pomiaru gęstości (tρ) i objętość (tv), °C;
	Współczynnik rozszerzalności objętościowej produktu, 1/°С;
δ ρ =(Pv - P ρ )	Różnica ciśnień podczas pomiaru objętości (Pv) i gęstości (P ρ ), MPa;
	Współczynnik ściśliwości w zależności od ciśnienia, 1/MPa.

1.1. Model błędu metody

, (2)

	Błąd względny pomiaru masy produktu, %;
	Błąd względny pomiaru objętości, %;
	Błąd względny pomiaru gęstości, %;
	Bezwzględny błąd pomiaru różnicy temperatur δt, °C;
	Błąd względny centralnej jednostki przetwarzania i wyświetlania danych, %.

2. Model metody statycznej objętościowo-masowej

	Objętość produktu odpowiednio na początku i na końcu operacji towarowej, określona na podstawie tabeli kalibracyjnej zbiornika, m3;
	Średnie gęstości produktu odpowiednio na początku i na końcu operacji towarowej, kg/m3;
	Współczynnik rozszerzalności liniowej materiału ścianki zbiornika, 1°C;
	Różnica temperatur pomiędzy ściankami zbiornika podczas pomiaru objętości (tv) i podczas kalibracji (tgr), °C.

2.1. Model błędu metody

3. Model metody hydrostatycznej

(5) lub (6)

	Ustalone średnie wartości pola przekroju poprzecznego zbiornika odpowiednio na początku i na końcu operacji towarowej, m2 Jak - ( V- objętość produktu, m3, N - poziom napełnienia pojemnika, m);
	Średnia wartość pola przekroju poprzecznego części zbiornika, z którego uwalniany jest produkt, m2;
	Przyspieszenie grawitacyjne, m/s2;
	Ciśnienie produktu na początku i na końcu operacji towarowej, Pa;
	Różnica ciśnień produktu na początku i na końcu operacji towarowej, Pa.

3.1. Model błędu metody

dla wzoru (5)

dla wzoru (6)

gdzie ΔSi, ΔSi +1	Błędy względne pomiaru przekroju zbiornika odpowiednio na początku i na końcu operacji towarowej, %;
ΔРi , ΔPi+1	Względne błędy pomiaru ciśnienia odpowiednio na początku i na końcu operacji towarowej,%;
	Błąd względny pomiaru różnicy ciśnień ξР,%;
	Błąd względny pomiaru średniej powierzchni przekroju zbiornika, z którego uwolniono produkt, %.

4. Modele pomiaru masy netto oleju

W przypadku stosowania metody pomiaru masy wolumetrycznej:

W przypadku stosowania hydrostatycznej metody pomiaru masy:

, (10)

	Masa netto oleju, kg;
	Masa balastowa, kg;
	Udział objętościowy wody w oleju, %;
	Gęstość wody, kg/m3;
	Stężenie soli chlorkowych, kg/m3;
	Znormalizowany udział masowy zanieczyszczeń mechanicznych w oleju, %.

4.1. Modele błędów metod

dla wzoru (9)

(11)

dla wzoru (10)

Notatka. Błędy pomiarowe parametrów β, γ, δр,α, , nie są uwzględniane w modelach błędów metod ze względu na ich niewielki wpływ.

ZAŁĄCZNIK 3

Informacja

PRZYKŁADY OBLICZEŃ MASY PRODUKTU I OCENY BŁĘDÓW METOD

1. Metoda dynamiczna objętościowo-masowa

1.1. Przy stosowaniu metody dynamiki objętościowo-masowej stosuje się następujące przyrządy pomiarowe:

miernik turbinowy z granicami dopuszczalnych wartości błędu względnego (zwanego dalej błędem) ΔV=±0,2%;

gęstościomierz liniowy z błędem bezwzględnym δρ =±1,3 kg/m3;

termometry z błędem bezwzględnym Δt ±0,5°С;

manometry klasy I z górną granicą zakresu pomiarowego Pmax=10 MPa.

Wyniki pomiarów przetwarzane są na komputerze z błędem względnym ΔМ = ±0,1%.

1.2. Zmierzona objętość produktu V = 687344 m3.

1.3. Na podstawie wyników pomiarów podczas przejścia objętości obliczane są następujące parametry (średnie wartości arytmetyczne):

temperatura produktu przy pomiarze objętości tV = 32°C;

ciśnienie przy pomiarze objętości Pv = 5,4 MPa;

temperatura produktu przy pomiarze gęstości tρ =30°C;

ciśnienie przy pomiarze gęstości Рρ =5,5 MPa;

gęstość produktu ρ = 781 kg/m3.

1.4. Według podręczników określają:

współczynnik rozszerzalności objętościowej produktu β= 8∙10-4 1/°С;

współczynnik ściśliwości produktu w zależności od ciśnienia γ = 1,2-10-3 1/MPa.

1,5. Masę produktu przechodzącego rurociągiem oblicza się ze wzoru ( 1 )

m = 687344∙781∙ ∙ = kg = 535,9 tysięcy ton.

1.6. Aby określić błąd metody, oblicz:

błąd względny pomiaru gęstości według wzoru

gdzie ρmin to minimum dozwolone w procedurze pomiarowej (MVI)

wartość gęstości produktu;

błąd bezwzględny pomiaru różnicy temperatur

1.7. Przy określaniu błędu metody bierze się pod uwagę, że osiąga on maksimum przy maksymalnym dopuszczalnym przekroczeniu temperatury tv powyżej temperatury tρ, co musi być wskazane w MVI. Zakładamy na przykład, że MVI jest ustawione na 10°C.

1.8. Błąd dynamicznej metody pomiaru objętościowo-masowego oblicza się ze wzoru ( 2 ) aplikacje 2:

2. Metoda statyczna objętościowo-masowa

2.1. Stosując metodę statyczną objętościowo-masową wykorzystano następujące przyrządy pomiarowe:

zbiornik stalowy pionowy cylindryczny o pojemności 10 000 m3, kalibrowany z błędem względnym ΔK= ±0,1% w temperaturze tgr = 18°C;

wskaźnik poziomu z błędem bezwzględnym ΔН= ±12 mm;

areometr do oleju (densymetr oleju) z błędem bezwzględnym Δρ = 0,5 kg/m3;

termometry z błędem bezwzględnym Δt=±1°С.

Wyniki pomiarów przetwarzane są na komputerze z błędem względnym ΔM= ± 0,1%.

2.2. Podczas pomiaru przed wypuszczeniem produktu uzyskano następujące wyniki:

wysokość załadunku produktu Hi= 11,574 m;

gęstość produktu z połączonej próbki w warunkach laboratoryjnych w temperaturze = 22°C, ρi = 787 kg/m3;

średnia temperatura produktu w zbiorniku =34°C;

temperatura otoczenia ti = -12°C.

2.3. Podczas pomiaru po uwolnieniu produktu uzyskano następujące wyniki:

wysokość załadunku produktu Hi+1 = 1,391 m;

gęstość produktu z połączonej próbki w warunkach laboratoryjnych w temperaturze = 22°C - ρi+1= 781 kg/m3;

średnia temperatura produktu w zbiorniku =32°C;

temperatura otoczenia ti+1=-18°С.

2.4. Według podręczników określają:

współczynnik rozszerzalności liniowej materiału ścianki zbiornika

α=12∙10-61/°С;

współczynnik rozszerzalności objętościowej produktu

β=8∙10-4l/°C.

2.5. Korzystając z tabeli kalibracji zbiornika, określ:

objętość produktu w zbiorniku przed zwolnieniem Vi= 10673,7 m3;

objętość produktu w zbiorniku po zwolnieniu l/i+1= 1108,2 m3.

2.6. Oblicz temperaturę ścian zbiornika:

przed wypuszczeniem produktu

po wydaniu produktu

2.7. Masę uwolnionego produktu określa się ze wzoru ( 3 ) aplikacje 2:

m = 10673,7∙ ∙784∙ – 1108,2∙ ∙781∙ =353 = 7428101 kg =7430 t.

2.8. Aby określić błąd metody, oblicz:

błąd względny pomiaru gęstości produktu

:

błąd bezwzględny pomiaru różnicy temperatur:

2.9. Przy ustalaniu błędu metody bierze się pod uwagę, że osiąga on maksimum przy wartości maksymalnej dla danego zbiornika określonej w paszporcie zbiornika, a także przy minimalnej różnicy i maksymalny wzrost temperatury telewizja powyżej temperatury tρ które muszą być wskazane w MBI.

2.9.1. W rozpatrywanym przypadku stosuje się zbiornik o =l2 m i podaje się (Hi-Hi+i)min = 8 m, a zatem =4 m i min=min=-10°С

2.9.2. Korzystając z tabeli kalibracji zbiornika, określić objętości odpowiadające poziomom z punktu 2.9.1:

2.9.3. Aby obliczyć błąd, określ wartości

I

.

Notatka. W obliczeniach tych przyjmuje się założenie, że gęstość produktu w zbiorniku przed i po zakończeniu dozowania oraz gęstość dozowanego produktu są równe, co nie wpływa znacząco na oszacowanie błędu.

2.10. Błąd metody statycznej objętościowo-masowej oblicza się ze wzoru ( 4 ) aplikacje 2:

3. Metoda hydrostatyczna

3.1. Przy stosowaniu metody hydrostatycznej stosuje się następujące przyrządy pomiarowe:

zbiornik stalowy pionowy cylindryczny o pojemności 10 000 m3, kalibrowany z błędem względnym ΔК= ±0,1% w temperaturze tgr=18°C;

wskaźnik poziomu z błędem bezwzględnym ΔH = ±12 mm;

Przetwarzanie wyników pomiarów odbywa się na komputerze z błędem względnym ΔM = ±0,1%.

3.2. Pomiary dały następujące wyniki:

wysokość napełnienia produktu przed wydaniem Witam = 10,972 m;

różnica ciśnień przed zwolnieniem Pi=86100 Pa;

wysokość napełnienia produktu po zwolnieniu Hi+1= 1,353 m;

różnica ciśnień po zwolnieniu P i+1= 11800 Pa.

3.3. Korzystając z podręcznika, wartość przyspieszenia swobodnego spadania dla danej powierzchni wyznacza się jako g = 9,815 m/s2.

3.4. Korzystając z tabeli kalibracji zbiornika, określ:

objętość produktu przed wydaniem Vi = 10581,4 m3;

objętość produktu po wydaniu Vi+1 = 1297,1 m3.

3.5. Obliczane są następujące wartości:

kiedy jest używany do obliczenia wzoru ( 5 ) W dodatku 2 podano średnią wartość pola przekroju poprzecznego zbiornika przed wydaniem produktu określonego w paszporcie dla zbiornika, a także minimalną wartość wydanego produktu mmin i jego maksymalną gęstość ρmax, która musi być wskazane w MVI.

4.1. Do pomiaru masy brutto oleju stosowano przyrządy pomiarowe, a wyniki podawano w s. 1 I 3 .

4.2. Dodatkowo do pomiaru masy netto oleju wykorzystano: wilgotnościomierz z błędem bezwzględnym Δφв = ±0,18% (objętościowo),

miernik soli z błędem bezwzględnym Δωхс = ±0,25 kg/m3,

areometr do pomiaru gęstości wody z błędem bezwzględnym Δρв = 0,5 kg/m3.

4.3. Na podstawie wyników pomiarów podczas dopuszczenia produktu wyliczane są następujące parametry (średnie wartości arytmetyczne):

udział objętościowy wody w oleju φв = 0,7% (objętościowo);

stężenie soli chlorkowych w oleju ωхс=1,2 kg/m3;

gęstość wody zawartej w oleju wynosi ρw = 1050 kg/m3.

4.4. Przyjmuje się, że udział masowy zanieczyszczeń mechanicznych w oleju jest równy wartości granicznej dla GOST 9965-76, ωmp = 0,05% (masowo).

4,5. Stosując metodę masy objętościowej (patrz. klauzula 1) masę netto oleju określa się ze wzoru ( 9 ) aplikacje 2:

4.6. W przypadku stosowania metody hydrostatycznej (patrz klauzula 3) są wstępnie ustalane:

Masę oleju w tym przypadku określa się według wzoru ( 10 ) aplikacje 2:

4.7. Przy określaniu błędów metod bierze się pod uwagę, że osiągają one maksimum przy maksymalnych dopuszczalnych wartościach gęstości wody ρw, zawartości wody φw i stężenia soli chlorkowych ωxc w oleju, przy maksymalnym wzroście temperatury telewizja powyżej temperatury Tρ i minimalna dopuszczalna wartość gęstości oleju ρ, która musi być podana w MVI.

4.7.1. W rozpatrywanym przypadku w MVI określono np.:

4.8. Błąd metody objętościowo-masowej pomiaru masy netto oleju za pomocą wzoru ( 11 ) aplikacje 2:

4.8.1. W przypadku stosowania metody statycznej objętościowo-masowej (patrz. klauzula 2) błąd określa się także wzorem ( 11 ) Załącznik 2, należy jednak określić błąd pośredniego pomiaru objętości ΔV , co oblicza się ze wzoru:

4.9. Aby obliczyć błąd hydrostatycznej metody pomiaru masy oleju, najpierw wyznacza się błąd bezwzględny pomiaru gęstości (patrz. klauzula 3)

Błąd metody hydrostatycznej pomiaru masy oleju netto oblicza się ze wzoru ( 12 ) aplikacje 2:

Państwowy system zapewnienia jednolitości pomiarówMASA PRODUKTÓW NAFTOWYCH I NAFTOWYCHOgólne wymagania dotyczące technik pomiarowych Moskiewski IPK
Wydawnictwo Standardów
2005Treść

Przedmowa

Zadania, podstawowe zasady i zasady prowadzenia prac nad normalizacją państwową w Federacji Rosyjskiej określa GOST R 1.0-92 „Państwowy system normalizacji Federacji Rosyjskiej. Przepisy podstawowe” i GOST R 1.2-92 „Państwowy system normalizacji Federacji Rosyjskiej. Procedura opracowywania norm państwowych „Informacje o normie1 OPRACOWANE przez Federalne Państwowe Przedsiębiorstwo Unitarne Ogólnorosyjski Instytut Badawczy Pomiarów Przepływu Państwowe Naukowe Centrum Metrologiczne (FSUE VNIIR-GNMTs)2 WPROWADZONE przez Departament Metrologii i Nadzoru Państwowego3 ZATWIERDZONE I WPROWADZONE WCHODZI W ŻYCIE Rozporządzeniem Federalnej Agencji ds. Regulacji Technicznych i Metrologii z dnia 7 grudnia 2004 r. nr 99-st4 Norma ta została opracowana z uwzględnieniem wymagań norm międzynarodowych: ISO 91-1-92, ISO 91-2-91, ASTM D 1250-80, API 2540-805 ZAMIAST GOST R 8.595-2002 GOST R 8.595 -2004 NORMA KRAJOWA FEDERACJI ROSYJSKIEJPaństwowy system zapewnienia jednolitości pomiarówMASA PRODUKTÓW NAFTOWYCH I NAFTOWYCHOgólne wymagania dotyczące technik pomiarowych Państwowy system zapewnienia jednolitości pomiarów. Masa ropy naftowej i produktów naftowych. Ogólne wymagania dotyczące procedur pomiarów Data wprowadzenia - 2005-11-01

1 obszar zastosowania

Niniejsza norma dotyczy metod wykonywania pomiarów (dalej - MVI) masy handlowej ropy naftowej i produktów naftowych (dalej - produktu) w obszarach państwowej kontroli i nadzoru metrologicznego, w oparciu o: - bezpośrednie metody pomiarów dynamicznych i statycznych; - pośrednie metody pomiarów dynamicznych i statycznych; - metoda pośrednia oparta na zasadzie hydrostatycznej. Norma ta ustanawia podstawowe wymagania dotyczące MVI masy produktu, określone przez specyfikę pomiaru masy produktu. Norma ta jest obowiązkowa do stosowania przy opracowywaniu MVI masy produktu transportowanego rurociągami, w miarach wydajności i miarach całkowitej wydajności. Norma ta stosowana jest w połączeniu z GOST R 8.563.

2 Odniesienia normatywne

W normie tej zastosowano odniesienia do następujących norm: GOST 8.009-84 Państwowy system zapewnienia jednolitości pomiarów. Znormalizowane właściwości metrologiczne przyrządów pomiarowych GOST 8.207-76 Państwowy system zapewnienia jednorodności pomiarów. Pomiary bezpośrednie z wieloma obserwacjami. Metody przetwarzania wyników obserwacji. Podstawowe postanowienia GOST 8.346-2000 System państwowy zapewniający jednolitość pomiarów. Zbiorniki stalowe poziome cylindryczne. Metodologia weryfikacji GOST 8.570-2000 Państwowy system zapewnienia jednorodności pomiarów. Zbiorniki stalowe pionowe cylindryczne. Metodologia weryfikacji GOST 12.0.004-90 System normalizacji bezpieczeństwa pracy. Organizacja szkoleń BHP. Postanowienia ogólne GOST 12.1.005-88 System normalizacji bezpieczeństwa pracy. Ogólne wymagania sanitarno-higieniczne dotyczące powietrza w miejscu pracy GOST 12.4.137-84 Specjalne obuwie skórzane chroniące przed olejami, produktami naftowymi, kwasami, zasadami, pyłami nietoksycznymi i wybuchowymi. Specyfikacje techniczne GOST 2477-65 Ropa naftowa i produkty naftowe. Metody oznaczania zawartości wody GOST 2517-85 Ropa naftowa i produkty naftowe. Metody pobierania próbek GOST 3900-85 Ropa naftowa i produkty naftowe. Metody oznaczania gęstości GOST 6370-83 Olej, produkty naftowe i dodatki. Metoda oznaczania zanieczyszczeń mechanicznych GOST 21534-76 Olej. Metody oznaczania zawartości soli chlorkowych GOST 27574-87 Kombinezony damskie do ochrony przed ogólnymi zanieczyszczeniami przemysłowymi i wpływami mechanicznymi GOST 27575-87 Kombinezony męskie do ochrony przed ogólnymi zanieczyszczeniami przemysłowymi i wpływami mechanicznymi GOST 29329-92 Wagi do ważenia statycznego. Ogólne wymagania techniczne GOST 30414-96 Wagi do ważenia pojazdów w ruchu. Ogólne wymagania techniczne GOST R 1.2-92 Państwowy system normalizacji Federacji Rosyjskiej. Procedura opracowywania standardów państwowych GOST R 1.5-92 Państwowy system normalizacji Federacji Rosyjskiej. Ogólne wymagania dotyczące konstrukcji, prezentacji, projektowania i treści norm GOST R 1.11-99 Państwowy system normalizacji Federacji Rosyjskiej. Badanie metrologiczne projektów norm państwowych GOST R 1.12-99 Państwowy system normalizacji Federacji Rosyjskiej. Normalizacja i działania z nią związane. Terminy i definicje GOST R 8.563-96 Państwowy system zapewnienia jednolitości pomiarów. Metody wykonywania pomiarów GOST R 8.569-98 Państwowy system zapewnienia jednorodności pomiarów. Cysterny do ciekłych produktów naftowych. Metodologia weryfikacji GOST R 8.580-2001 Państwowy system zapewnienia jednorodności pomiarów. Wyznaczanie i stosowanie wskaźników dokładności metod badania produktów naftowych GOST R 8.599-2003 Państwowy system zapewnienia jednorodności pomiarów. Gęstość i objętość oleju. Tablice przeliczników gęstości i masy GOST R ISO 5725-1-2002 Dokładność (poprawność i precyzja) metod i wyników pomiarów. Część 1. Podstawowe postanowienia i definicje GOST R ISO 5725-2-2002 Dokładność (poprawność i precyzja) metod i wyników pomiarów. Część 2. Podstawowa metoda określania powtarzalności i odtwarzalności standardowej metody pomiarowej GOST R ISO 5725-3-2002 Dokładność (poprawność i precyzja) metod i wyników pomiarów. Część 3. Pośrednie wskaźniki precyzji standardowej metody pomiarowej GOST R ISO 5725-4-2002 Dokładność (poprawność i precyzja) metod pomiarowych i wyników. Część 4. Główna metoda określania poprawności standardowej metody pomiarowej GOST R ISO 5725-5-2002 Dokładność (poprawność i precyzja) metod pomiarowych i wyników. Część 5. Alternatywne metody określania precyzji standardowej metody pomiarowej GOST R ISO 5725-6-2002 Dokładność (poprawność i precyzja) metod pomiarowych i wyników. Część 6. Stosowanie wartości dokładności w praktyce GOST R 51069-97 Ropa naftowa i produkty naftowe. Metoda wyznaczania gęstości, gęstości względnej i gęstości w stopniach API przy użyciu areometru GOST R 51330.0-99 (IEC 60079-0-98) Sprzęt elektryczny przeciwwybuchowy. Część 0. Wymagania ogólne GOST R 51330.9-99 (IEC 60079-10-95) Sprzęt elektryczny w wykonaniu przeciwwybuchowym. Część 10. Klasyfikacja obszarów niebezpiecznych GOST R 51858-2002 Olej. Ogólne warunki techniczne Notatka - Korzystając z tego standardu, zaleca się sprawdzenie ważności standardu odniesienia za pomocą indeksu „Normy krajowe”, opracowanego na dzień 1 stycznia bieżącego roku i zgodnie z odpowiednimi indeksami informacyjnymi opublikowanymi w roku bieżącym. Jeżeli dokument referencyjny zostanie zastąpiony (zmieniony), to korzystając z tego standardu należy kierować się dokumentem zastąpionym (zmienionym). Jeżeli dokument referencyjny zostanie unieważniony bez zastąpienia, wówczas przepis, w którym znajduje się odniesienie do niego, stosuje się w części niemającej wpływu na to odniesienie.

3 definicje

W niniejszym standardzie stosowane są następujące terminy wraz z odpowiadającymi im definicjami: 3.1 technika pomiaru (MVI) masy produktu: Zbiór operacji i reguł, których wykonanie zapewnia otrzymanie wyników pomiaru masy produktu o określonym błędzie (niepewności). 3.2 błąd pomiaru masy produktu: Uogólniony błąd wszystkich wyników pomiarów masy produktu przy dokładnym spełnieniu wszystkich wymagań MVI.3.3 miara pojemności: Urządzenie do pomiaru objętości produktu posiadające świadectwo legalizacji i zatwierdzoną tabelę kalibracyjną. 3.4 miara całkowitej pojemności: Urządzenie do pomiaru objętości produktu posiadające świadectwo legalizacji i wyposażone we wskaźnik stanu napełnienia (cysterny, cysterny, naczepy-cysterny). 3.5 bezpośrednia metoda dynamicznych pomiarów masy produktu: Metoda oparta na bezpośrednich pomiarach masy produktu za pomocą mierników masy w rurociągach.3.6 bezpośrednia metoda statycznych pomiarów masy produktu: Metoda oparta na bezpośrednim pomiarze masy produktu poprzez ważenie statyczne lub ważenie w cysternach kolejowych lub drogowych oraz pociągach poruszających się na wagach. 3.7 pośrednia metoda dynamicznych pomiarów masy produktu: Metoda oparta na pomiarach gęstości i objętości produktu w rurociągach.3.8 pośrednia metoda statycznych pomiarów masy produktu: Metoda oparta na pomiarach gęstości i objętości produktu pod względem pojemności (pojemności całkowitej).3.9 metoda pośrednia oparta na zasadzie hydrostatycznej: Metoda oparta na pomiarach ciśnienia hydrostatycznego i poziomu produktu w pomiarach wydajności.3.10 transakcja księgowa: Operacja wykonywana przez dostawcę i konsumenta lub dostawcę i odbiorcę, polegająca na ustaleniu masy produktu do późniejszych obliczeń, podczas inwentaryzacji i arbitrażu.3.11 standardowe warunki: Warunki odpowiadające temperaturze produktu wynoszącej 15 °C lub 20 °C i ciśnieniu manometrycznemu wynoszącemu zero.3.12 olej handlowy (ropa naftowa): Olej przygotowany do dostarczenia konsumentowi zgodnie z wymaganiami GOST R 51858.3.13 masa brutto oleju handlowego: Masa oleju handlowego, którego wskaźniki jakości odpowiadają wymaganiom GOST R 51858.3.14 masa balastowa: Całkowita masa wody, soli i zanieczyszczeń mechanicznych w oleju handlowym. 3.15 masa netto ropy handlowej: Różnica między masą brutto oleju handlowego a masą balastu.

4 Metody pomiaru stosowane w MVI masy produktu

4.1 Do pomiaru masy produktu transportowanego rurociągami stosuje się: - bezpośrednią metodę pomiarów dynamicznych, - pośrednią metodę pomiarów dynamicznych. Do pomiaru masy produktu w miarach pojemności i miarach pojemności całkowitej stosuje się: - bezpośrednia metoda pomiarów statycznych, - pośrednia metoda pomiarów statycznych, - metoda pośrednia oparta na zasadzie hydrostatycznej. 4.2. Przy bezpośredniej metodzie pomiarów dynamicznych dokonuje się pomiaru masy produktu w rurociągu za pomocą masomierza i wyniku pomiaru. pomiary masy uzyskuje się bezpośrednio.4.3 Przy pośredniej metodzie pomiarów dynamicznych masę produktu wyznacza się na podstawie wyników następujących pomiarów w rurociągu: a) gęstość za pomocą przeliczników gęstości in-line (zwanych dalej gęstością konwerter), ciśnienie i temperatura. Gdy pracujący jest wyłączony i nie ma rezerwowego konwertera gęstości, gęstość produktu określa się za pomocą areometru w laboratorium zgodnie z GOST 3900, GOST R 51069 lub gęstościomierzem laboratoryjnym w próbkę łączoną złożoną z próbek punktowych pobranych zgodnie z GOST 2517. Współczynniki rozszerzalności objętościowej i ściśliwości produktu określa się zgodnie z MI 2632 [1] lub pobiera się dla oleju zgodnie z MI 2153 [2], dla produktów naftowych zgodnie do MI 2823 [25]; (poprawka) b) objętość produktu za pomocą przetworników przepływu, ciśnienia i temperatury lub mierników cieczy. Wyniki pomiaru gęstości i objętości produktu prowadzą do warunków standardowych lub wynik pomiaru gęstości produktu prowadzi do warunków jego pomiaru. 4.4 Przy bezpośredniej metodzie pomiarów statycznych masę produktu określa się na podstawie wyników ważenia na wagach kolejowych i samochodowych zgodnie z GOST 29329 lub GOST 30414 cystern kolejowych i samochodowych z produktem i bez. 4.5 Metoda pośrednia metodą pomiarów statycznych masę produktu określa się na podstawie wyników pomiarów: a) w zakresie pojemności: - poziomu produktu - stacjonarnego miernika poziomu lub innego przyrządu do pomiaru poziomu cieczy, - gęstości produktu - za pomocą przenośnego lub stacjonarnego urządzenia do pomiaru gęstości lub areometr zgodnie z GOST 3900, GOST R 51069 lub gęstościomierz laboratoryjny w próbce kombinowanej składającej się z próbek punktowych wybranych zgodnie z GOST 2517; - temperatura produktu - z termometrem w próbkach punktowych lub przy użyciu przenośnego lub stacjonarnego przetwornika temperatury; - objętość produktu - zgodnie z tabelą kalibracji miary pojemności z wykorzystaniem wyników pomiarów poziomu produktu; b) w miarach objętości całkowitej: - gęstość produktu - przenośny przyrząd do pomiaru gęstości lub a areometr laboratoryjny według GOST 3900, GOST R 51069 lub laboratoryjny gęstościomierz punktowej próbki produktu, wybrany zgodnie z GOST 2517; - temperatura produktu - wybrany przenośny przetwornik temperatury lub termometr w punktowej próbce produktu zgodnie z GOST 2517; - objętość produktu równa rzeczywistej pojemności miarki, której wartość jest wydrukowana na tabliczce znamionowej i podana w certyfikacie weryfikacji zgodnie z GOST R 8.569, z uwzględnieniem zmian w poziomie produktu w stosunku do wskaźnika poziomu Wyniki pomiaru gęstości i objętości produktu prowadzą do warunków standardowych dla temperatury 15°C lub 20°C, lub wynik pomiaru gęstości produktu prowadzi. do warunków pomiaru jego objętości w miarach pojemnościowych i miarach pełnej pojemności. Współczynnik rozszerzalności objętościowej produktu określa się zgodnie z MI 2632 [1] lub przyjmuje się dla oleju według MI 2153 [2], dla produktów naftowych zgodnie. do MI 2823 [25]. (Poprawka) 4.6 Metodą pośrednią, opartą na zasadzie hydrostatycznej, masę produktu w ujęciu objętościowym określa się na podstawie wyników pomiarów: - ciśnienia hydrostatycznego kolumny produktu - stacjonarnym miernikiem ciśnienia hydrostatycznego - poziomu produktu - przy pomocy przenośny lub inny przyrząd do pomiaru poziomu. 4.7 Masę netto oleju handlowego określa się jako różnicę masy brutto oleju handlowego i masy balastowej. Masę balastową definiuje się jako całkowitą masę wody, soli i zanieczyszczeń mechanicznych znajdujących się w oleju handlowym. W tym celu należy określić udziały masowe wody, zanieczyszczeń mechanicznych i soli chlorkowych w oleju handlowym i obliczyć ich masę.

5 Wymagania dotyczące MVI masy produktu

5.1 Błędy w pomiarach masy produktu 5.1.1 Granice dopuszczalnego błędu względnego pomiaru masy brutto oleju handlowego i masy produktów naftowych nie powinny przekraczać: 0,40% – przy bezpośredniej metodzie pomiarów statycznych poprzez ważenie zbiorników na wadze niesprzężonej; 0,50% – przy bezpośredniej; metoda pomiarów statycznych poprzez ważenie ruchomych zbiorników niesprzężonych na wagach zbiorników i ich składów; 0,25% – metodą bezpośrednią i pośrednią pomiarów dynamicznych; 0,50% – metodą pośrednią pomiarów statycznych i metodą pośrednią pomiarów opartą na zasadzie hydrostatycznej , masa produktu 120 ton i więcej 0,65% - przy pośredniej metodzie pomiarów statycznych i pośredniej metodzie pomiarów opartej na zasadzie hydrostatycznej, masa produktu do 120 ton 5.1.2 Granice dopuszczalnego błędu względnego pomiaru masa netto oleju handlowego nie powinna przekraczać: 0,50% – przy bezpośredniej metodzie pomiarów statycznych poprzez ważenie na wagach zbiorników odłączonych; 0,60% – przy bezpośredniej metodzie pomiarów statycznych poprzez ważenie ruchomych zbiorników odłączonych i ich składów na wadze; % – przy bezpośrednich i pośrednich metodach pomiarów dynamicznych; 0,60% – przy pośredniej metodzie pomiarów statycznych i pośredniej metodzie pomiaru opartej na zasadzie hydrostatycznej, od 120 ton i więcej; metoda pomiaru oparta na zasadzie hydrostatycznej, do 120 ton. 5.2 Wymagania dotyczące dokumentów dla MVI masy produktu 5.2.1 W zależności od złożoności i zakresu zastosowania MVI masy produktu sporządza się go w formie: - odrębnego dokumentu regulacyjnego (zwanego dalej - ND) w sprawie MVI masy produktu ( norma, zalecenie); - sekcja lub część dokumentu (norma, specyfikacje techniczne, dokument projektowy lub technologiczny itp.).5.2.2 Opracowanie, standaryzacja i wdrożenie dokumentów dotyczących MVI masy produktu - zgodnie z GOST R 8.563 , GOST R 1.2, GOST R 1.5, GOST R 1.12, R 50.1.039 [3], MI 2525 [4], MI 2561 [5] oraz niniejsza norma 5.2.3 MVI mas wyrobów podlegają certyfikacji zgodnie z GOST R 8.563.5.2.4 Dokumenty dotyczące MVI masy produktu podlegają badaniu metrologicznemu zgodnie z GOST R 8.563 i GOST R 1.11.5.2.5 Dokumenty dotyczące MVI masy produktu przeznaczonego do stosowania w dziedzinie obronności i bezpieczeństwa Federacji Rosyjskiej podlegają badaniom metrologicznym w 32. Państwowym Instytucie Badawczo-Badawczym Ministerstwa Obrony Federacji Rosyjskiej (zwanym dalej 32. Państwowym Instytutem Badań Naukowych Ministerstwa Obrony Rosyjskiej).5.2. 6 Algorytmy i programy do przetwarzania wyników pomiarów, Masy wyrobów przewidziane w dokumencie dla MVI muszą przejść certyfikację metrologiczną zgodnie z MI 2174 [6] (w zakresie obronności i bezpieczeństwa Federacji Rosyjskiej - w 32. Państwowym Instytucie Badawczym Ministerstwa Obrony Federacji Rosyjskiej). 5.3 Oszacowanie błędu pomiaru masy produktu 5.3.1 Błąd pomiarów masy ocenia się następującymi metodami: a) oceniając charakterystykę błędu wyniku pomiaru masy produktu, przyjętą w rosyjskich dokumentach normatywnych w zakresie zapewnienia jednorodności pomiarów, b) poprzez obliczenia; niepewność pomiarów masy produktu według RMG43 [7]; c) poprzez obliczenie dokładności i precyzji według GOST R ISO 5725-1 - GOST R ISO 5725-6 dla wskaźników jakości produktu stosowanych do obliczenia jego masy. 5.3.2. Wymagania do oceny charakterystyk błędów pomiarów masy produktu 5.3.2.1 Charakterystyki błędu pomiarów masy produktu ocenia się na podstawie analizy źródeł i składowych błędu pomiaru 5.3.2.2 Redukcja składowej systematycznej błędu od wpływu temperatury , ciśnienie i inne wielkości wpływające na wyniki pomiarów, wprowadza się poprawki 5.3.2.3 Oszacowanie błędu pomiaru masy produktu bezpośrednimi metodami pomiaru wielkości przeprowadza się zgodnie z GOST 8.207 i MI 1552 [8] .5.3 .2.4 Ocenę błędu pomiaru masy produktu metodą pomiaru pośredniego przeprowadza się według MI 2083 [9].5.3.2.5 Formy prezentacji i sposoby zaokrąglania wyników pomiarów muszą być zgodne z MI 1317 [10].5.4 Przyrządy pomiarowe i urządzenia pomocnicze dobierane dla produktu masowego MVI 5.4.1 Przyrządy pomiarowe i urządzenia pomocnicze (w tym sprzęt komputerowy) dobiera się przy projektowaniu układu pomiarowego masy produktu w zależności od przyjętych metod pomiaru wielkości, w oparciu o wyniki pomiarów dla którego ustalana jest masa produktu, oraz optymalne koszty pomiarów, w tym koszty przyrządów pomiarowych służb metrologicznych, pod warunkiem spełnienia wymagań dla MVI, w tym norm błędów pomiarowych dla masy brutto oleju handlowego i masy produkt naftowy określony w 5.1.1 i masę netto oleju handlowego określoną w 5.1.2.5.4.2 Racjonalne metody oraz przyrządy pomiarowe i urządzenia pomocnicze dobierane są zgodnie z MI 1967 [11]. 5.4.3 Dokument dotyczący MI zapewnia wykaz przyrządów pomiarowych i urządzeń pomocniczych, ich oznaczenia, typy, znormalizowane charakterystyki metrologiczne (klasa dokładności, dopuszczalna granica błędu, zakres pomiarowy itp.) oraz oznaczenie ND regulujące wymagania techniczne i (lub) metrologiczne i podstawowe właściwości techniczne tych przyrządów pomiarowych przyrządów i urządzeń pomocniczych, a także wskazać możliwość stosowania przyrządów pomiarowych i urządzeń pomocniczych niewymienionych w wykazie, ale spełniających wymagania określone w MVI. 5.4.4 MVI masy wyrobu musi wskazywać przyrządy pomiarowe, których typy są dopuszczone zgodnie z PR 50.2.009 [12] i ujęte w Państwowym Rejestrze Przyrządów Pomiarowych. 5.5 Kwalifikacje operatora i wymagania bezpieczeństwa 5.5.1 Osoby, które ukończyły 18 rok życia, posiadają uprawnienia operatorskie co najmniej 4. kategorii, ukończyły szkolenia, zdały egzamin bezpieczeństwa oraz zapoznały się z instrukcją obsługi stosowanych przyrządów pomiarowych i urządzeń pomocniczych oraz dokumentem MVI zgodnie z 5.2.1. Osoby biorące udział w przeprowadzaniu pomiarów muszą: - przejść szkolenie i instrukcje bezpieczeństwa zgodnie z GOST 12.0.004; - przestrzegać zasad bezpieczeństwa i ochrony przeciwpożarowej ustalonych dla obiektu, w którym przeprowadzane są pomiary; przeprowadzać pomiary w specjalnej odzieży i obuwiu zgodnie z GOST 12.4.137, GOST 27574, GOST 27575; - okresowo monitorować zawartość szkodliwych substancji w powietrzu w miejscu pracy, która nie powinna przekraczać maksymalnych dopuszczalnych stężeń określonych w GOST 12.1. .005.5.5.2 Przyrządy pomiarowe i urządzenia pomocnicze stosowane przy wykonywaniu pomiarów muszą być wykonane w wykonaniu przeciwwybuchowym odpowiadającym klasie strefy wybuchowej według GOST R 51330.0, spełniać wymagania GOST R 51330.9 i posiadać świadectwo wybuchowości ochrona i pozwolenie Gosgortekhnadzoru Rosji zgodnie z Regulaminem [13]. 5.6 Wymagania dotyczące warunków pomiaru 5.6.1 Dokument dotyczący MVI masy produktu musi zawierać wartości nominalne i (lub) zakresy wartości, które wpływają na błąd wartości, oraz należy ustalić, co następuje: - liczba pomiarów ( obserwacje) wielkości przeprowadzonych w każdym punkcie pomiarowym, np. ilość pomiarów poziomu produktu w pomiarach pojemności; - czas przetrzymywania przed zapisaniem odczytów przyrządów pomiarowych: poziom i temperatura produktu w pomiarach pojemności, jeżeli są to wartości ​nie są dla nich wskazane w RD itp. 5.7 Wymagania dotyczące przetwarzania wyników pomiarów masy produktu 5.7.1 Według MVI w oparciu o pośrednią metodę pomiarów dynamicznych mierzy się gęstość i objętość produktu, a wyniki tych pomiarów prowadzą do warunków standardowych lub wyniki pomiarów gęstości produktu prowadzą do warunki pomiaru jego objętości, kg, przy pomiarze objętości produktu, dokonywanym za pomocą przetwornicy przepływu lub cieczyomierza, oraz jego gęstości, wyznaczonej za pomocą przelicznika gęstości, a następnie zmniejszenie wyników pomiaru. objętość i gęstość produktu w warunkach normalnych oblicza się ze wzoru (1) gdzie oznacza gęstość i objętość produktu zredukowanego do warunków normalnych. Notatka - Oznaczenie „D” odpowiada terminowi „dynamiczny”. Gęstość produktu zredukowanego do warunków standardowych w temperaturze 15 ° C, kg/m 3, oblicza się ze wzoru: (2) gdzie jest gęstością produktu, mierzoną w temperaturze i ciśnieniu produktu w przeliczniku gęstości, kg/m 3 ; - współczynnik korygujący uwzględniający wpływ temperatury na objętość produktu, określony dla temperatury produktu w przetworniku gęstości, obliczony według API 2540 [14]; - współczynnik korygujący uwzględniający wpływ ciśnienia na objętość produktu, określony dla ciśnienia produktu w przetworniku gęstości, obliczony według API 2540 [14]. Gęstość produktu, znormalizowana do warunków normalnych w temperaturze a temperaturę 20°C, kg/m 3, oblicza się ze wzoru ( 3) gdzie jest współczynnikiem rozszerzalności objętościowej produktu, obliczonym według MI 2632 [1] lub według MI 2823 [25] dla produktów naftowych . (Poprawka) Objętość produktu zredukowanego do temperatury 15°C, m3, oblicza się ze wzoru (4) gdzie oznacza objętość produktu mierzoną w temperaturze i ciśnieniu produktu w przetworniku przepływu lub cieczomierzu, ml; - współczynnik korygujący uwzględniający wpływ temperatury na objętość produktu, określony dla temperatury produktu w przetworniku przepływu lub płynomierzu, obliczony według API 2540 [14]; - współczynnik korygujący uwzględniający wpływ ciśnienia na objętość produktu, określony dla ciśnienia w przetworniku przepływu lub liczniku cieczy, obliczony według API 2540 [14]. Objętość produktu, m 3, zmniejszona do temperatury 20°C oblicza się ze wzoru (5) 5.7 1.2 Masę produktu, w kg, przy pomiarze objętości produktu wykonanym za pomocą przetwornika przepływu lub cieczomierza oraz jego gęstość, wyznaczoną za pomocą areometru lub gęstościomierza laboratoryjnego w laboratorium w połączonej próbce, a następnie redukcję wyników pomiarów objętości i gęstości produktu do warunków normalnych oblicza się według wzoru (6) gdzie objętość produktu zredukowana jest do warunki standardowe, m 3 ; - gęstość produktu znormalizowana do temperatury standardowej, kg/m3 Wartość, m3, określa się za pomocą wzoru (4) lub (5). Gęstość produktu znormalizowanego do temperatury 15°C, kg/m3, oblicza się ze wzoru ( 7) gdzie to gęstość produktu mierzona areometrem w warunkach laboratoryjnych (temperatura TR i nadciśnienie równe zeru), uwzględniając błąd systematyczny metody według MI 2153 [2] lub stosując laboratoryjny gęstościomierz, kg/m3; - współczynnik korygujący uwzględniający wpływ temperatury na objętość produktu, obliczony według API 2540 [14]; DO- współczynnik korekcyjny na rozszerzalność cieplną szkła dla areometrów, obliczany według MI 2153 [2]. W przypadku pomiarów gęstości za pomocą gęstościomierza laboratoryjnego przyjmuje się, że gęstość produktu znormalizowana do temperatury 20°C, kg/m 3, oblicza się ze wzoru (8) gdzie jest. współczynnik rozszerzalności objętościowej produktu, obliczony zgodnie z MI 2632 [1]. Dopuszcza się, że gęstość produktu mierzona areometrem jest zmniejszana do gęstości w standardowej temperaturze 15°C lub 20°C zgodnie z według tabel ASTM D 1250 [15], ISO 91-1 [16], ISO 91-2 [17] lub MI 2153 [2] dla oleju oraz zgodnie z MI 2842 [18], MI 2823 [25] dla produktów naftowych. (Poprawka) 5.7.1.3 Masa produktu, kg, przy pomiarze objętości produktu wykonanym za pomocą przetwornika przepływu lub płynomierza oraz jego gęstość, wyznaczona za pomocą przetwornika gęstości in-line, a następnie zmniejszenie pomiaru gęstości produktu wyniki do warunków pomiaru jego objętości można obliczyć korzystając ze wzoru ( 9) gdzie to objętość produktu mierzona w temperaturze i ciśnieniu produktu w przetworniku przepływu lub cieczomierzu, m 3 ; - gęstość produktu, mierzona w temperaturze produktu i pod ciśnieniem w przetworniku gęstości, kg/m 3 ; B- współczynnik rozszerzalności objętościowej produktu, którego wartości są określone według MI 2632 [1] lub według MI 2153 [2] dla oleju i zgodnie z MI 2823 [25] dla produktów naftowych; - temperatura produktu w przetworniku gęstości, °C; - temperatura produktu w przetworniku przepływu lub liczniku cieczy, °C; G- współczynnik ściśliwości produktu, którego wartości są określone przez MI 2632 [1] lub zgodnie z MI 2153 [2] dla oleju i zgodnie z MI 2823 [25] dla produktów naftowych; - nadciśnienie produktu w przetworniku gęstości, MPa; - nadciśnienie produktu w przetworniku przepływu lub mierniku cieczy, MPa. (Poprawka) 5.7.1.4 Masa produktu, kg, przy pomiarze objętości produktu, przeprowadzanym za pomocą przetwornika przepływu lub płynomierza i gęstości określonej za pomocą areometru zgodnie z GOST 3900, GOST R 51069 w połączonej próbce lub za pomocą laboratoryjnego gęstościomierza , a następnie przedstawienie wyników pomiarów, gęstość produktu do warunków pomiaru jego objętości można obliczyć ze wzoru: (10) gdzie jest gęstość produktu zmierzona w laboratorium w temperaturze, kg/m 3 ; B- współczynnik rozszerzalności objętościowej produktu, którego wartości są określone według MI 2632 [1] lub według MI 2153 [2] dla oleju i zgodnie z MI 2823 [25] dla produktów naftowych; G- współczynnik ściśliwości produktu, którego wartości są określone przez MI 2632 [1] lub przez 2153 [2] dla ropy naftowej i przez MI 2823 [25] dla produktów naftowych; RV- nadciśnienie produktu podczas pomiaru jego objętości, MPa; DO- współczynnik korekcyjny na rozszerzalność cieplną szkła dla areometrów, obliczany według MI 2153 [2]. W przypadku pomiarów gęstości za pomocą gęstościomierza laboratoryjnego przyjmuje się wartość jedności. (Poprawka) 5.7.1.5 Wzory (9), (10) stosuje się, gdy różnica temperatur przy pomiarze gęstości i objętości produktu nie przekracza 15°C. Jeżeli różnica temperatur przy pomiarze gęstości i objętości produktu jest większa niż 15°C, obliczenia przeprowadza się zgodnie z 5.7.1.2.5.7.2 Według MVI, w oparciu o pośrednią metodę pomiarów statycznych, objętość i gęstość produktu mierzy się w miarach pojemności lub miarach całkowitej pojemności i wyniki tych pomiarów oddaje się do warunków standardowych lub wyniki pomiarów gęstości produktu prowadzą do warunków pomiaru jego objętości. 5.7.2.1 Masa produktu ,kg, przy pomiarze objętości produktu w miarach pojemności oraz miarach całkowitej pojemności i gęstości produktu za pomocą przelicznika gęstości lub w laboratorium w próbce zbiorczej lub punktowej i późniejszej redukcji wyników pomiarów objętości i gęstości produktu do warunków normalnych dla temperatury oblicza się ze wzoru: (11) gdzie jest gęstość i objętość produktu zredukowanego do warunków normalnych dla temperatury. Notatka - Oznaczenie „c” odpowiada terminowi „statyczny”. Gęstość produktu, znormalizowana do temperatury 15 °C, kg/m 3, oblicza się ze wzoru (12), gdzie jest to gęstość produktu. , mierzone za pomocą areometru w laboratorium lub za pomocą przelicznika gęstości, kg/m 3 ; - współczynnik korygujący uwzględniający wpływ temperatury na objętość produktu, określony dla temperatury produktu w laboratorium lub w przeliczniku gęstości, obliczony według API 2540 [14]; DO- współczynnik korekcyjny na rozszerzalność cieplną szkła dla areometrów, obliczany według MI 2153 [2]. W przypadku pomiarów gęstości za pomocą przelicznika gęstości przyjmuje się, że jest ona równa jedności. Gęstość produktu znormalizowaną do temperatury 20°C, kg/m3 oblicza się ze wzoru (13) Objętość. produktu, znormalizowanego do temperatury 15 °C, m3, oblicza się według wzoru: (14) gdzie jest to objętość produktu wyrażona w pojemności na zmierzonym poziomie N, określone zgodnie z tabelą kalibracyjną miary wydajności, sporządzoną w temperaturze 20 ° C zgodnie z GOST 8.346, GOST 8.570, MI 2543 [19], MI 1124 [20], RD 50-156 [21], MI 2579 [22], MI 1001 [ 23] lub w zakresie pełnej wydajności na poziomie produktu odpowiadającym wskaźnikowi poziomu zgodnie z GOST R 8.569, biorąc pod uwagę zmiany poziomu produktu w stosunku do wskaźnika poziomu, m 3. Dane w tabelach kalibracyjnych odpowiadają temperaturze ścianek mierników wydajności równej 20°C; ST- współczynnik temperaturowy rozszerzalności liniowej materiału ściany miary nośności, którego wartość przyjmuje się równą 12,5 ×10 -6 1/°C dla stali i 10 ×10 -6 1/°C dla betonu; AS- współczynnik temperaturowy rozszerzalności liniowej materiału urządzenia do pomiaru poziomu produktu (na przykład taśma miernicza z odważnikiem, pręt metra, pływakowy wskaźnik poziomu itp.). Przyjmuje się, że jego wartości są równe: dla stali nierdzewnej - 12,5 ×10 -6 1/°С; dla aluminium - 23 ×10 -6 1/°С. W razie potrzeby przy stosowaniu mierników poziomu innych typów stosuje się korekty temperaturowe wprowadzony do zmierzonego poziomu produktu, w tym przypadku wartości współczynnika AS przyjęte jako równe zeru; T ST- temperatura ścianki miary pojemności, równa temperaturze produktu mierzonej pojemności, °C; - współczynnik korygujący uwzględniający wpływ temperatury na objętość produktu, określony dla temperatury produktu przy pomiarze wydajności lub przy pomiarze pełnej wydajności, obliczony według API 2540 [14]. Objętość produktu znormalizowana do temperatury 20°C, m 3, oblicza się ze wzoru: (15)5.7.2.2 Gęstość produktu podczas operacji rozliczeniowych można sprowadzić do gęstości w temperaturze standardowej 15°C lub 20°C zgodnie według ASTM 1250 [15], ISO 91-1 [16], ISO 91-2 [17] lub MI 2153 [2] dla oleju i zgodnie z MI 2842 [18] lub MI 2823 [25] dla produktów naftowych. (Poprawka) 5.7.2.3 Podczas wykonywania operacji rozliczeniowych gęstość oleju w temperaturze standardowej 20 °C można zmniejszyć do gęstości oleju w temperaturze standardowej 15 °C i odwrotnie, zgodnie z GOST R 8.599.5.7.2.4 Masa produktu, w kg, przy zmniejszeniu gęstości produktu zmierzonej w laboratorium, do warunków pomiaru objętości produktu w miarach pojemności lub miarach pojemności całkowitej, można obliczyć ze wzoru: (16) gdzie to gęstość produktu mierzona w laboratorium w temperaturze, kg/m 3 ; B- współczynnik rozszerzalności objętościowej produktu, którego wartości są określone przez MI 2632 [1] lub dla oleju - według MI 2153 [2], produktów naftowych - MI 2823 [25].( Poprawka)5.7.2.5 Wzór (16) można stosować przy różnicy temperatur i T ST nie więcej niż 15 °C.5.7.3 Według MVI, w oparciu o metodę pośrednią wykorzystującą zasadę hydrostatyczną, masę produktu, w kg, przy pomiarze ciśnienia hydrostatycznego kolumny produktu w miarach wydajności oblicza się ze wzoru ( 17) gdzie R- ciśnienie hydrostatyczne kolumny produktu, Pa; S kp- średnia powierzchnia przekroju wypełnionej części miary pojemności, m 2 ; G- przyspieszenie ziemskie, m/s 2 .5.7.3.1 Średnia powierzchnia S kp, m 2, oblicza się ze wzoru: (18) gdzie V 20 - objętość produktu w zakresie pojemności na zmierzonym poziomie N, określony z tabeli kalibracyjnej miar pojemności, m 3 ; ST- współczynnik temperaturowy rozszerzalności liniowej ścianki miary pojemności, którego wartość przyjmuje się jako 12,5 × 10 -6 1/°C; T ST- temperatura ścianki miary pojemności, równa temperaturze produktu w miarze pojemności, °C.5.7.4 Masa produktu T 0, kg, przyjmowane do miary pojemności lub z niej uwalniane, określa się jako wartość bezwzględną różnicy masy produktu według wzoru: T 0 = ½ ja - TI+1 ½ (19)gdzie ja, ja+1 - masy produktu obliczone ze wzoru (11) lub (16) odpowiednio na początku i na końcu operacji. 5.7.5 Masa netto oleju handlowego tn, kg, obliczone według wzoru tn = T – tb. (20) gdzie T- masa brutto oleju handlowego, mierzona jedną z metod określonych w sekcji 4, kg; tb- masa balastu, kg, obliczona według wzoru (21) gdzie oznacza udział masowy wody w oleju handlowym, %; - udział masowy soli chlorkowych w oleju handlowym, %; - udział masowy zanieczyszczeń mechanicznych w oleju handlowym, %. 5.7.5.1 Udział masowy wody w oleju handlowym określa się zgodnie z GOST 2477. Udział masowy wody w oleju handlowym można zmierzyć za pomocą wilgotnościomierza in-line .5.2 Udział masowy soli chlorkowych w oleju handlowym określa GOST 21534. Udział masowy soli chlorkowych w oleju handlowym można zmierzyć za pomocą miernika soli wbudowanego w instalację. 5.7.5.3 Udział masowy zanieczyszczeń mechanicznych w oleju handlowym wynosi wyznaczany według GOST 6370. Udział masowy zanieczyszczeń mechanicznych w oleju handlowym można mierzyć za pomocą analizatora liniowego. 5.8 Formularz przedstawienia wyników szacowania błędu pomiaru masy produktu 5.8.1 Bezpośrednią metodą pomiarów dynamicznych. , za błąd należy uznać błąd pomiaru masy produktu za pomocą miernika masy. 5.8.2. Przy bezpośredniej metodzie pomiarów statycznych za błąd należy uznać błąd pomiaru masy produktu za pomocą wagi. Ocena błędu pomiaru masy produktu za pomocą wag przeprowadzana jest według MI 1953 [24]. 5.8.3 Granice dopuszczalnego błędu względnego pomiaru masy produktu metodą pośrednią pomiarów dynamicznych. Dm D,%, oblicza się za pomocą wzoru (22)gdzie dV- względny błąd pomiaru objętości produktu, %. Błąd względny przyrządu do pomiaru objętości produktu jest postrzegany jako dodatni, jeśli suma pozostałych składników błędu pomiaru objętości produktu jest nieznaczna zgodnie z GOST 8.009; DR- względny błąd pomiaru gęstości produktu, %; D TR, D TELEWIZJA- błędy bezwzględne pomiaru temperatury produktu przy pomiarze odpowiednio jego gęstości i objętości, °C; B- współczynnik rozszerzalności objętościowej produktu, 1/°C (Załącznik A); DN- granica dopuszczalnego błędu względnego urządzenia przetwarzającego informacje lub zespołu pomiarowo-obliczeniowego (ze świadectwa homologacji typu lub świadectwa legalizacji), %; G- współczynnik obliczany według wzoru: (23)gdzie TELEWIZJA, TR- temperatura produktu przy pomiarze jego objętości i gęstości, °C.5.8.4 Granice dopuszczalnego błędu względnego pomiaru masy produktu metodą pośrednią pomiarów dynamicznych i późniejszej redukcji gęstości produktu do warunków mierząc jego objętość zgodnie z 5.7.1.3 lub 5.7.1.4, %, oblicza się według wzoru: (24)gdzie dV P- względny błąd pomiaru objętości produktu, %; Dr P- błąd względny pomiarów gęstości produktu, %; DTELEWIZJAR- składnik błędu względnego pomiaru masy produktu wynikającego z błędów bezwzględnych pomiarów temperatury, ,%, obliczany według wzoru: (25) gdzie D TR, D TELEWIZJA- błędy bezwzględne pomiarów temperatury, °C.5.8.5 Granice dopuszczalnego błędu względnego pomiaru masy produktu metodą pośrednią pomiarów statycznych, %, oblicza się ze wzorów: a) dla miar pojemności (26) b) dla miar całkowitej pojemności (27) gdzie DV T- błąd względny miary całkowitej wydajności, %; dK, dH- błędy względne odpowiednio w zestawieniu tabeli kalibracyjnej i pomiarze poziomu produktu, %; G- współczynnik obliczony ze wzoru (23); K.f- współczynnik uwzględniający kształt geometryczny miary pojemności, obliczany według wzoru (28) gdzie N- poziom napełnienia, mm; D V 20 - objętość produktu na 1 mm wysokości napełnienia miary pojemności przy zmierzonym poziomie napełnienia, m 3 /mm; V 20 - objętość produktu pod względem pojemności przy zmierzonym poziomie napełnienia V 20 , V 20 określa się z tabeli kalibracyjnej miary pojemności przy zmierzonym poziomie napełnienia K.f dla zbiorników pionowych cylindrycznych, zbiornikowców do cieczy o kształtach prostokątnych i cylindrycznych przyjmuje się za jedność.5.8.6 Granice dopuszczalnego błędu względnego pomiaru masy produktu metodą pośrednią opartą na zasadzie hydrostatycznej, %, oblicza się według wzoru: (29) gdzie DP, dH- błędy względne pomiarów ciśnienia hydrostatycznego i poziomu produktu, %; DK- błąd względny przy sporządzaniu tabeli wzorcowej miary pojemności, %.5.8.7. Granice dopuszczalnego błędu względnego pomiaru masy produktu podczas operacji rozliczeniowych, %, oblicza się za pomocą wzorów: a) dla metody pośredniej pomiarów statycznych (30) gdzie gdzie DKi, DKi+1 - błędy względne w zestawieniu tabeli kalibracyjnej przy zmierzonych poziomach napełnienia miary pojemności NI, NI Odpowiednio +1,%; K.fI, K.fI+1 - współczynniki uwzględniające kształt geometryczny miary nośności przy zmierzonych poziomach napełnienia miary nośności NI, NI odpowiednio +1; D TR, D TELEWIZJA- błędy bezwzględne w pomiarach temperatury produktu TR, TELEWIZJA odpowiednio, °C; b) dla metody pośredniej opartej na zasadzie hydrostatycznej (31)gdzie gdzie dPI, dPI+1 - błędy względne pomiarów ciśnienia hydrostatycznego odpowiadające zmierzonym poziomom napełnienia miary pojemności NI, NI+1, %.5.8.8 Błędy względne w pomiarach wielkości zawartych we wzorach (22), (24), (26), (27) - (31) ustala się z uwzględnieniem składowych instrumentalnych, metodologicznych i innych błąd pomiaru masy produktu 5.8.9 Wartości granic dopuszczalnego błędu względnego pomiaru masy produktu, określone wzorem (22) lub wzorami (24), (26), (27). ), (29) - (31), nie mogą przekraczać wartości ustalonych w 5.1.10. Granice błędu względnego pomiaru masy netto oleju handlowego oblicza się ze wzoru: (32) gdzie D W M.V- bezwzględny błąd pomiaru udziału masowego wody w oleju handlowym, %; D W MP- bezwzględny błąd pomiaru udziału masowego zanieczyszczeń mechanicznych w oleju handlowym, %; D W.S- bezwzględny błąd pomiaru udziału masowego soli chlorkowych w oleju handlowym, wartość % dt*w przypadku stosowania pośrednich metod pomiaru masę produktu oblicza się według wzoru: (33) gdzie dt- granica dopuszczalnego błędu względnego pomiaru masy brutto oleju lub masy produktu naftowego metodami pośrednimi, w % przy stosowaniu bezpośrednich metod pomiaru masy produktu dt* przyjmuje się za błąd względny pomiaru masy produktu za pomocą miernika masy lub wagi. Błędy bezwzględne pomiaru udziałów masowych wody, zanieczyszczeń mechanicznych i soli chlorkowych w oleju handlowym określa się na podstawie wyników oceny wskaźników pośrednich. precyzji i dokładności standardowych metod pomiarowych w każdym laboratorium prowadzącym analizy podczas operacji księgowych, zgodnie z GOST R ISO 5725-1 - GOST R ISO 5725-6 Dopuszcza się określenie błędów pomiarowych zgodnie z GOST R 8.580 przed oceną półproduktu wskaźniki precyzji i poprawności standardowych metod pomiarowych w każdym laboratorium.

załącznik A
(informacyjny)

Współczynniki rozszerzalności objętościowej produktu b

Tabela A.1

R, kg/m 3

R, kg/m 3

0,00126

Notatka - Wartości podane w tabeli służą wyłącznie do obliczenia błędów względnych MVI masy produktu według wzorów (22), (24), (26), (27), (30), ( 31).

Bibliografia

MI 2632-2001 Państwowy system zapewnienia jednorodności pomiarów. Gęstość ropy i produktów naftowych oraz współczynniki rozszerzalności objętościowej i ściśliwości. Metody i program obliczeniowy. Petersburg: VNIIM, 2001 (Poprawka) MI 2153-2004 Państwowy system zapewnienia jednorodności pomiarów. Gęstość oleju. Wymagania dotyczące metod wykonywania pomiarów areometrem podczas operacji księgowych. Petersburg: VNIIM, 2004 (Poprawka) R 50.1.039-2002 Opracowanie, aktualizacja i uchylenie zasad i zaleceń w zakresie normalizacji, metrologii, certyfikacji, akredytacji i katalogowania. M.: Wydawnictwo IPK Standards, 2002 MI 2525-99 Państwowy system zapewnienia jednolitości pomiarów. Zalecenia dotyczące metrologii państwowych naukowych ośrodków metrologicznych Państwowego Standardu Rosji. Kolejność rozwoju. M.: VNIIMS, 1999 MI 2561-99 Państwowy system zapewnienia jednolitości pomiarów. Procedura opracowywania list organizacji, do których należy przesyłać projekty dokumentów regulacyjnych PIS do przeglądu. M.: VNIIMS, 1999 MI 2174-91 Państwowy system zapewnienia jednolitości pomiarów. Certyfikacja algorytmów i programów do przetwarzania danych podczas pomiarów. Podstawowe postanowienia. P.: VNIIM, 1991 RMG 43-2001 Państwowy system zapewnienia jednolitości pomiarów. Zastosowanie „Przewodnika dotyczącego wyrażania niepewności pomiaru”. M.: Wydawnictwo IPK Standards, 2001 MI 1552-86 Państwowy system zapewnienia jednolitości pomiarów. Pojedyncze pomiary bezpośrednie. Szacowanie błędów wyników pomiarów. P.: VNIIM, 1991 MI 2083-90 Państwowy system zapewnienia jednolitości pomiarów. Pomiary są pośrednie. Wyznaczanie wyników pomiarów i szacowanie ich błędów. P.: VNIIM, 1990 MI 1317-86 Państwowy system zapewnienia jednolitości pomiarów. Wyniki i charakterystyka błędu pomiaru. Formy prezentacji. Metody stosowania przy badaniu próbek wyrobów i monitorowaniu ich parametrów. M.: VNIIMS, 1986 MI 1967-89 Państwowy system zapewnienia jednolitości pomiarów. Wybór metod i przyrządów pomiarowych przy opracowywaniu technik pomiarowych. Postanowienia ogólne. M.: VNIIMS, 1989 PR 50.2.009-94 Państwowy system zapewnienia jednorodności pomiarów. Procedura badań i homologacji typu przyrządów pomiarowych (ze zmianą nr 1). M.: VNIIMS, 1994 Zasady certyfikacji urządzeń elektrycznych dla atmosfer wybuchowych API 2540 Przewodnik po normach pomiarowych dla ropy naftowej (Tabela 54A, rozdziały 11.1.54.1 do 11.1.54.3, tom X, wydanie pierwsze, sierpień 1980; rozdział 11, sekcja 2.1 M . Współczynniki ściśliwości dla węglowodorów, sierpień 1984) ASTM D 1250-80 Standardowy przewodnik dotyczący stosowania tabel pomiarowych ropy naftowej i produktów naftowych ISO 91-1-92 Ropa naftowa i produkty naftowe. Tabele parametrów w temperaturze 15°C ISO 91-2-91 Ropa naftowa i produkty naftowe. Tabele parametrów w temperaturze 20°C MI 2842-2003 Państwowy system zapewnienia jednorodności pomiarów. Gęstość lekkich produktów naftowych. Tabele do przeliczenia gęstości na 15 i 20°C oraz na warunki pomiaru objętości. Kazan: VNIIR, 2003 MI 2543-99 Państwowy system zapewnienia jednolitości pomiarów. Cysterny kolejowe. Metoda weryfikacji metodą wolumetryczną. Kazan: VNIIR, 1999 MI 1124-86 Państwowy system zapewnienia jednolitości pomiarów. Pojemność stalowych pionowych zbiorników cylindrycznych z izolacją termiczną. Metodyka wykonywania pomiarów metodą geometryczną. Kazan: VNIIR, 1986 RD 50-156-79 Wyznaczanie pojemności i wzorcowanie żelbetowych zbiorników cylindrycznych ze ścianą prefabrykowaną o pojemności do 30 000 m 3 metodą geometryczną. M.: Wydawnictwo Standards, 1979 MI 2579-2000 Państwowy system zapewnienia jednolitości pomiarów. Zbiorniki (zbiorniki) tankowców rzecznych i morskich. Metoda weryfikacji metodą wolumetryczną. Kazan: VNIIR, 2000 MI 1001-99 Państwowy system zapewnienia jednolitości pomiarów. Wyznaczanie współczynnika korygującego dla pełnej pojemności zbiorników oleju na statkach przy pomiarze objętości oleju. Metoda obliczeniowa. Kazan: VNIIR, 1999 MI 1953-88 Państwowy system zapewnienia jednolitości pomiarów. Masa krajowych towarów gospodarczych w transporcie masowym. Metodyka wykonywania pomiarów. Kazan: VNIIR, 1988 MI 2823-21 Państwowy system zapewnienia jednolitości pomiarów. Gęstość produktów naftowych w operacjach księgowych i rozliczeniowych. Metodyka wykonywania pomiarów areometrem. Program (tabele) doprowadzenia gęstości produktów naftowych do zadanej temperatury: St. Petersburg: VNIIM, 2003. (Poprawka)Słowa kluczowe: masa, masa brutto oleju handlowego, masa balastowa, masa netto oleju handlowego, produkt, procedura pomiaru, objętość, pojemność, zbiornik, zbiornik, poziomowskaz, licznik, błąd, poziom, podziałka, weryfikacja, temperatura, gęstość, ciśnienie, ściśliwość

Więcej dokumentów do pobrania za darmo

• Uchwała 31 w sprawie wprowadzenia poprawek i uzupełnień do uchwały Ministerstwa Pracy Federacji Rosyjskiej z dnia 29 czerwca 1994 r. N 51 „W sprawie standardów i trybu zwrotu wydatków przy wysyłaniu pracowników przedsiębiorstw, organizacji i instytucji do wykonania instalacji, uruchomienia , prac budowlanych, do zaawansowanych szkoleń, a także mobilnego i podróżniczego charakteru pracy, wykonywania pracy w systemie rotacyjnym i pracy w terenie, stałej pracy w transporcie drogowym na terytorium Federacji Rosyjskiej”

Wyślij swoją dobrą pracę do bazy wiedzy jest prosta. Skorzystaj z poniższego formularza

Studenci, doktoranci, młodzi naukowcy, którzy wykorzystują bazę wiedzy w swoich studiach i pracy, będą Państwu bardzo wdzięczni.

Wysłany dnia http:// www. wszystkiego najlepszego. ru/

WSTĘP

1. CHARAKTERYSTYKA ZBIORNIKA OLEJU

2. OKREŚLENIE POJEMNOŚCI ZBIORNIKA I PRZYWRÓCENIE TABELI KALIBRACYJNEJ

3. OKREŚLENIE TYPU ZBIORNIKA

4. OKREŚLENIE NACHYLENIA ZBIORNIKA

5. OPIS PROCEDURY I SPOSOBU POMIARU POZIOMU ​​PALIWA W POZIOMYM ZBIORNIKU

6. OKREŚLANIE MASY PRODUKTU NAFTOWEGO

7. OPIS PROCEDURY I METOD OKREŚLANIA GĘSTOŚCI PRODUKTÓW Z OLEJU LEKKIEGO

9. PRZYWRÓCENIE JAKOŚCI PRODUKTÓW OLEJOWYCH

10. PROCEDURA STOSOWANIA STRATY NATURALNEJ. DZIAŁANIA REDUKCJI STRAT

11. RODZAJE INWENTARYZACJI I PROCEDURA PRZEPROWADZANIA INWENTARYZACJI NIEPLANOWANEJ. PROCEDURA ROZLICZENIA NIEDOBORU

WNIOSEK

WYKAZ WYKORZYSTANYCH ŹRÓDEŁ

APLIKACJA

WSTĘP

Składy ropy to przedsiębiorstwa składające się z zespołu obiektów i instalacji przeznaczonych do odbioru, magazynowania i dystrybucji produktów naftowych do konsumentów.

Głównym celem składów ropy naftowej jest zapewnienie nieprzerwanego zaopatrzenia przemysłu, transportu, rolnictwa i innych odbiorców w produkty naftowe w wymaganej ilości i zakresie; utrzymanie jakości produktów naftowych i minimalizowanie ich strat podczas odbioru, przechowywania i dystrybucji do konsumentów.

Celem pracy kursowej jest określenie rodzaju, marki i pojemności zbiornika oraz ilości i jakości zawartego w nim produktu naftowego, poprzez kalibrację zbiorników w sposób geometryczny według znanych danych o wymiarach zewnętrznych , o którym dowiedziałem się podczas pomiarów, oraz przywrócenie tabeli kalibracyjnej. Określ nachylenie zbiornika. Określ typ zbiornika na podstawie obliczonej pojemności №7 . Określ objętość produktu naftowego: benzyny A-92 o gęstości: c = 772 kg/m3.

Opisać technologię pobierania próbki paliwa ze zbiornika poziomego. Według analizy kontrolnej: obecność zanieczyszczeń wodą i futrem, należy podjąć działania w celu przywrócenia jakości benzyny. Opisać technologię przywracania jakości paliwa.

1. CHARAKTERYSTYKA ZBIORNIKA OLEJU

Warunki początkowe : Na składowisku ropy naftowej w obwodzie uljanowskim w okresie jesienno-zimowym przeprowadzono inwentaryzację produktów naftowych, podczas której okazało się, że wiele zbiorników nie posiadało paszportów z tablicami kalibracyjnymi. Skład ropy jest dystrybucja, kategorieIIIB o pojemności od ponad 2 000 m3 do 10 000 m3 oraz dotyczące 2. grupa bazy naftowe obsługują przeładunek od 100 do 500 tys. ton/rok Bazy naftowe Distribution przeznaczone są do krótkotrwałego magazynowania produktów naftowych i dostarczania ich odbiorcom na obsługiwanym obszarze. Dzielą się one na operacyjne, obsługujące wyłącznie odbiorców lokalnych oraz magazyny sezonowe, których zadaniem jest zarówno zaspokojenie lokalnych potrzeb, jak i kompensacja nierównomiernych dostaw produktów naftowych do czynnych baz ropy naftowej znajdujących się w strefie oddziaływania bazy sezonowych magazynów ropy naftowej.

2. OKREŚLENIE POJEMNOŚCI ZBIORNIKA I PRZYWRÓCENIE TABELI KALIBRACYJNEJ

Dostępne są następujące dane początkowe:

· Zbiornik poziomy o linii prostej;

· Średnica zewnętrzna = 2368 mm;

· Długość zewnętrzna = 3305 mm;

· Grubość ścianki zbiornika d = 4 mm;

· Wysokość napełniania = 1974 mm;

· Szablon o stałej wysokości VTP = 2231 mm;

· Wysokość szablonu rzeczywista VTF = 2204 mm.

Rysunek 1 - Zbiornik poziomy

Określ długość wewnętrzną:

Lin = Ln - 2d = 3305- 2 x 4 = 3297 mm;

Określ średnicę wewnętrzną:

Din = Dn - 2d = 2368 - 2 x 4 = 2360 mm.

Określ pojemność cylindrycznej części zbiornika:

Vc = (pD2in /4) Lin = (3,14 2,362/4) 3,2197 = 14,42 m3.

Zbiorniki kalibrowane są zgodnie z GOST 8.346 „Zbiorniki stalowe poziome. Metody i środki weryfikacji.”

Tabela 1 - Tabela obliczeniowa do kalibracji zbiornika

Wysokość nalewania	Stosunek wysokości napełnienia do średnicy zbiornika, H/D	współczynnik wypełnienia części cylindrycznej,

Podstawowe formuły:

Współczynnik określa się za pomocą tabeli współczynników wypełnienia części cylindrycznej zbiorników poziomych, która stanowi obowiązkowy dodatek 4 do GOST 8.346-79 GSI.

Dzięki temu współczynnikowi możliwe jest określenie objętości produktu naftowego dla dowolnego poziomu napełnienia, co pozwoli na stworzenie dokładnej tabeli kalibracyjnej:

Tabela 2 - Tabela kalibracji dla zbiornika poziomego

Wysokość nalewania	Objętość napełnionej części zbiornika
…………………………	………………………….
…………………………	…………………………
…………………………	…………………………

Wyniki określenia wydajności i kalibracji przedstawia tabela kalibracyjna, która jest zatwierdzana przez kierownika lub głównego inżyniera przedsiębiorstwa:

3. OKREŚLENIE TYPU ZBIORNIKA

Uzyskane dane pozwalają określić typ zbiornika nr 7: jest to R-15 (poziomy zbiornik stalowy umieszczony nad ziemią, objętość 15).

4. OKREŚLENIE NACHYLENIA ZBIORNIKA

W tym celu skorzystamy z następujących danych i wzorów:

· Odległość punktu pomiarowego od środka zbiornika I = 3352 mm;

· Pomiar wysokości dopływu lodu w dwóch punktach zbiornika

12 mm i = 28 mm.

Podstawowe formuły:

gdzie a jest nachyleniem osi zbiornika;

I to odległość od punktu pomiarowego do środka zbiornika.

gdzie l jest długością zbiornika.

Układ zbiornika z uwzględnieniem nachylenia:

Obliczmy nachylenie osi zbiornika:

a = = = 0,004853;

jak również sama korekta nachylenia:

=±a · I = ±0,004853 · 3352 ? 16 mm.

Obliczmy wysokość nasypu uwzględniając poprawkę na nachylenie:

N = Ng+=1974+16=1990 mm.

Rysunek 2 - Schemat zbiornika uwzględniający nachylenie

5 . OPIS PROCEDURY I METOD POMIARU POZIOMU ​​PALIWAWEJDŹ W POZIOMIEZBIORNIK

Najważniejszym czynnikiem podczas spuszczania i przechowywania paliwa jest poziom paliwa w zbiorniku. Tradycyjnie do pomiaru poziomu paliwa i wody używa się miernika, który jest długą metalową linijką. Podczas pomiaru poziomu należy otworzyć hermetycznie zamkniętą rurę prowadzącą pręta metra i opuścić tam pręt metra. Rura prowadząca (rura pomiarowa, sonda) zapewnia kierunek pionowy do pręta metra. W celu dokładniejszych pomiarów wierci się otwory o średnicy 8-10 mm na części rury znajdującej się w zbiorniku w odległości 2 cm od siebie. Rurociąg prowadzący jest przykryty mosiężną siatką i zamykany pokrywą .

Ciągły automatyczny pomiar poziomu paliwa. Wskaźniki poziomu

Do automatycznego, ciągłego pomiaru poziomu i obecności produkowanej wody stosuje się czujniki poziomu, które jednocześnie mierzą temperaturę paliwa i wysyłają sygnały do ​​szaf sterowniczych w sterowni.

W połączeniu ze wskaźnikiem poziomu lub zamiast niego stosowane są czujniki poziomu granicznego, które wysyłają sygnały o osiągnięciu zadanych dwóch lub trzech poziomów. Najważniejszymi sygnałami są poziomy 90% i 95% napełnienia zbiornika paliwem.

Maksymalna wysokość napełnienia zbiornika to wartość VTP. Początkowe różnice pomiędzy wartościami VTP i VTF tłumaczy się obecnością lodu w dolnej części zbiornika:

VTP - VTF = 2231 - 2204 = 27 mm

Ponadto, korzystając z tabeli 2, wyznaczamy zarówno objętość lodu, jak i całkowitą objętość na poziomie dopływu, biorąc pod uwagę poprawkę na nachylenie:

Vg =Vcałkowita -Vl =12,97338 - 0,02956 = 12,94382 m3

6. OKREŚLANIE MASY PRODUKTU NAFTOWEGO

W zależności od charakteru operacji technologicznych i wielkości branych pod uwagę partii produktów naftowych stosuje się różne metody pomiarowe. Metody pomiarowe dobierane są na podstawie oceny ich dokładności w odniesieniu do danej operacji technologicznej, biorąc pod uwagę techniczną możliwość wdrożenia tej metody oraz biorąc pod uwagę zalecenia zawarte w normach oraz dokumentacji prawno-technicznej regulującej warunki stosowania tych metod. metody pomiarowe.

Obecnie, zgodnie z zasadami rachunkowości ilościowej, stosuje się:

1) metoda bezpośrednia pomiary masy za pomocą wag lub przepływomierzy masowych (liczników);

2) metody pośrednie : wolumetryczny i hydrostatyczny.

Zgodnie z obowiązującymi przepisami rozliczanie ilościowe produktów naftowych w przedsiębiorstwach systemu zaopatrzenia w produkty naftowe prowadzone jest w jednostkach masowych.

Metody pomiaru ilości ropy i produktów naftowych podczas operacji księgowych i rozliczeniowych na całej ścieżce ich przemieszczania się od produkcji do rafinacji i od rafinacji do konsumentów ustala się na podstawie GOST 26976-86 „Ropa i produkty naftowe. Metody pomiaru masy.” Norma ta stanowi podstawowy dokument dla rozwoju metod wykonywania pomiarów na złożach ropy naftowej, głównych rurociągach produktów naftowych i stacjach benzynowych.

Stosowanie metod bezpośrednich polega na wyznaczaniu masy produktów za pomocą wag, dozowników i urządzeń ważących, liczników masy lub przepływomierzy masowych z integratorami.

Metody pośrednie z kolei dzielą się na objętościowe i hydrostatyczne.

Metoda masy wolumetrycznej . Zastosowanie metody objętościowo-masowej sprowadza się do pomiaru objętości V i gęstość R produktu w tych samych warunkach lub zredukowanego do tych samych warunków (temperatury i ciśnienia), określając masę brutto produktu jako iloczyn wartości tych wielkości i późniejsze obliczenie masy netto produktu:

Gdzie - masa netto produktu, t;

- objętość produktu, m;

- gęstość produktu zredukowana do warunków pomiaru objętości, t/m3.

W zależności od metody pomiaru objętości produktu dzieli się na metodę objętościowo-masową dynamiczny I statyczny .

Metoda dynamiczna stosowany przy pomiarze masy produktu bezpośrednio na przepływie w rurociągach produktów naftowych. W tym przypadku objętość produktu mierzona jest za pomocą mierników lub przetworników przepływu z integratorami.

Metoda statyczna stosowany przy pomiarze masy produktu w pojemnikach miarowych (zbiorniki pionowe i poziome, kontenery transportowe itp.). Objętość produktu w zbiornikach określa się za pomocą skalowanych tablic zbiornikowych na podstawie wartości stanu napełnienia mierzonego za pomocą poziomowskazu, pręta mierniczego lub metalowej taśmy mierniczej. W pojemnikach wyskalowanych do pełnej pojemności kontrolowany jest poziom i napełnienie, a objętość określana jest na podstawie danych paszportowych.

Metoda hydrostatyczna. Przy zastosowaniu tej metody mierzy się ciśnienie hydrostatyczne kolumny produktu, określa się średnią powierzchnię napełnionej części zbiornika na poziomie, w stosunku do którego dokonywany jest pomiar, oraz oblicza się masę produktu jako iloczyn tych wartości podzielony przez przyspieszenie ziemskie. W tym przypadku wzór na określenie masy produktu M (w kg) ma postać:

gdzie p - ciśnienie hydrostatyczne produktu w zbiorniku w stosunku do poziomu odniesienia, Pa;

N - obliczony poziom napełnienia lub poziom, względem którego dokonywany jest pomiar, m;

- średnia powierzchnia przekroju zbiornika, określona z tablic kalibracyjnych danego zbiornika;

G - lokalne przyspieszenie grawitacyjne.

Masę uwolnionego (przyjętego) produktu metodą hydrostatyczną można wyznaczyć jako różnicę mas wyznaczonych na początku i na końcu operacji towaru powyższą metodą.

Ciśnienie hydrostatyczne kolumny produktu mierzy się za pomocą manometrów, biorąc pod uwagę prężność pary oleju lub produktu naftowego. zapasy produktów na bazie oleju opałowego w zbiorniku

Korzystając ze wzoru (9) obliczamy masę benzyny A-92 o gęstości 772 kg/:

mg = 12,94382 772 = 9992,63 kg? 9,99 tony

Normalna y błędy metod pomiarowych.

Granice błędu względnego metod pomiaru masy nie powinny przekraczać:

I. Metodą bezpośrednią:

±0,5% - przy pomiarze masy netto produktów naftowych do 100 ton oraz masy netto bitumu;

±0,3% - przy pomiarze masy netto smarów;

II. Stosując metodę dynamiki objętościowo-masowej:

±0,25% - przy pomiarze masy brutto oleju;

±0,35% - przy pomiarze masy netto oleju;

±0,5% – przy pomiarze masy netto produktów naftowych od 100 ton i więcej;

±0,8% – przy pomiarze masy netto produktów naftowych do 100 ton i produktów naftowych odpadowych;

III. Stosując metodę statyczną objętościowo-masową:

±0,5% – przy pomiarze masy netto ropy naftowej, produktów naftowych od 100 ton i więcej oraz masy netto asfaltów;

±0,8% – przy pomiarze masy netto produktów naftowych do 100 ton i produktów naftowych odpadowych;

IV. Metodą hydrostatyczną:

±0,5% – przy pomiarze masy netto ropy, produktów naftowych od 100 ton i więcej;

±0,8% - przy pomiarze masy netto produktów naftowych do 100 ton i produktów naftowych odpadowych.

Aby zmierzyć masę benzyny do 100 ton metodą statyczną objętościowo-masową, błąd pomiaru wyniesie ± 0,8%

7. OPIS PROCEDURY I METOD OKREŚLANIA GĘSTOŚCI PRODUKTÓW Z OLEJU LEKKIEGO

Głównym aktualnym dokumentem zawierającym wytyczne dla tej sekcji jest GOST 3900-85.

Wyznaczanie gęstości za pomocą areometru . Istota metody polega na zanurzeniu areometru w badanym produkcie, dokonaniu odczytów na skali areometru w temperaturze oznaczania i przeliczeniu wyników na gęstość w temperaturze 20°C.

Przeprowadzenie testu.

1) Cylinder areometrów instaluje się na płaskiej powierzchni. Próbkę badanego produktu wlewa się do cylindra o tej samej temperaturze co próbka, unikając tworzenia się pęcherzyków i strat na skutek parowania. Tworzące się na powierzchni pęcherzyki powietrza usuwa się bibułą filtracyjną.

2) Temperaturę badanej próbki mierzy się przed i po pomiarze gęstości za pomocą termometru areometrycznego (w przypadku badania ciemnych produktów naftowych termometr areometryczny podnosi się ponad poziom cieczy tak, aby widoczny był górny koniec słupa cieczy termometrycznej i można odczytać temperaturę) lub za pomocą dodatkowego termometru. Temperaturę utrzymuje się na stałym poziomie z błędem nie większym niż 0,2°C.

3) Czysty i suchy areometr powoli i ostrożnie opuszcza się do cylindra z badanym produktem, podpierając areometr górnym końcem, unikając zamoczenia części pręta znajdującej się powyżej poziomu zanurzenia areometru.

4) Po ustabilizowaniu się areometru i ustaniu jego oscylacji dokonuje się odczytów wzdłuż górnej krawędzi menisku, okiem na wysokości menisku. Odczyt na skali areometru odpowiada gęstości produktu naftowego w temperaturze badania c (masa produktu zawarta na jednostkę objętości, g/).

Wyznaczanie gęstości i zależność gęstość rzeczywista za pomocą piknometru.

Metoda polega na wyznaczeniu gęstości względnej – stosunku masy badanego produktu do masy wody pobranej w tej samej objętości i w tej samej temperaturze. Ponieważ masę 1 wody o temperaturze 4°C przyjmuje się jako jednostkę masy, gęstość wyrażona w g/ będzie liczbowo równa gęstości względem wody o temperaturze 4°C.

Metodę stosuje się do oznaczania gęstości ropy naftowej, ciekłych i stałych produktów naftowych oraz smół, asfaltów, bitumów, kreozotu i mieszanin tych produktów z produktami naftowymi, z wyjątkiem gazów skroplonych i suchych otrzymywanych z przerobu ropy naftowej i lotnych. ciecze, których prężność pary nasyconej określona zgodnie z GOST 1756-52 przekracza 50 kPa lub początek wrzenia jest niższy niż 40 °C.

8. OPIS TECHNOLOGII POBIERANIA PRÓBEK PALIWA

Kluczowym punktem w ilościowym i jakościowym rozliczaniu ropy naftowej w rurociągach naftowych jest operacja pobierania próbek. Procedurę pobierania próbek reguluje GOST 2517-85 „Ropa naftowa i produkty naftowe, metody pobierania próbek”, punkt 2.4.1.

Próbki punktowe produktów naftowych z poziomego cylindrycznego zbiornika o średnicy mniejszej niż 2500 milimetrów, niezależnie od stopnia napełnienia, pobierane są z dwóch poziomów:

- od połowy wysokości słupa cieczy

- 250 milimetrów nad dolną tworzącą wewnętrzną zbiornika

Z wybranych próbek sporządza się próbkę łączoną poprzez zmieszanie próbek punktowych średniego i dolnego poziomu w stosunku 3:1. Gdy wysokość poziomu produktu naftowego jest mniejsza niż 500 milimetrów, próbkę jednopunktową pobiera się z dolnego poziomu - 250 milimetrów nad dolną wewnętrzną tworzącą zbiornika.

Do pobierania próbek stosuje się przenośne, fabryczne próbniki z przewodem uziemiającym.

Przed pobraniem próbki próbnik podłącza się kablem uziemiającym do zacisku na zbiorniku. Podczas pobierania próbki operator musi stać tyłem do wiatru, aby uniknąć zatrucia oparami oleju.

Próbkowanie dzieli się na następujące typy:

· indywidualny,

· przeciętny

· kontrola

· arbitraż.

Indywidualna próbka charakteryzuje jakość produktów naftowych w jednym miejscu lub na danym poziomie.

Przeciętna próbka charakteryzuje średnią jakość produktów naftowych w jednym lub większej liczbie zbiorników. Próbkę średnią uzyskuje się przez zmieszanie kilku pojedynczych próbek.

Próbka kontrolna- część próbki indywidualnej lub średniej przeznaczona do analizy. Próbka kontrolna przechowywana w przypadku analizy arbitrażowej nazywana jest arbitrażem.

Metody pobierania próbek zależą od:

· konsystencja produktu naftowego;

· rodzaj pojemnika, z którego pobierana jest próbka;

· poziom (objętość) produktu olejowego w zbiorniku;

Metody pobierania próbek produktów naftowych są znormalizowane.

9. PRZYWRÓCENIE JAKOŚCI PRODUKTÓW OLEJOWYCH

Kontrolę jakości produktów naftowych przeprowadza laboratorium analityczne składu ropy naftowej. Ten skład ropy ma takie laboratorium.

Przynajmniej raz w miesiącu ze zbiornika pobierana jest próbka do analizy kontrolnej, którą przeprowadzają pracownicy przyłączonego laboratorium.

Produkty naftowe składowane na bazie ropy naftowej poddawane są okresowej kontroli lub pełnej analizie. Częstotliwość tych analiz podczas przechowywania określa harmonogram. W przypadku wątpliwości co do standardu produktu analiza przeprowadzana jest niezależnie od harmonogramu. Produkty naftowe są wypuszczane tylko wtedy, gdy zbiornik posiada certyfikat jakości. W celu odnowienia magazynowania zapasów produktów naftowych z magazynu uwalniane są przede wszystkim produkty naftowe, które przybyły wcześniej, a także produkty naftowe posiadające dolną granicę wskaźnika jakości.

Podczas transportu i operacji technologicznych może dojść do sytuacji, w której produkt naftowy utraci swoje pierwotne właściwości, które można przywrócić do wymagań normy lub specyfikacji technicznych.

Poziom jakości	Metoda przywracania jakości
Liczba oktanowa, stężenie ołowiu	Mieszanie z benzyną o tej samej nazwie, która ma rezerwę jakościową lub benzyną innej marki, o wyższej liczbie oktanowej lub niższym stężeniu ołowiu
Gęstość, kwasowość, skład frakcyjny, lepkość, temperatura rzeczywistych żywic, stężenie siarki	Mieszanie z produktem o tej samej nazwie, który ma margines jakości dla tego wskaźnika
	Sedymentacja lub filtracja z przepompowaniem do czystego zbiornika
	Osiedlenie się lub separacja

Odwadnianie produktów naftowych odbywa się poprzez osadzanie w zbiornikach podczas ogrzewania. Zanieczyszczenia mechaniczne z produktów naftowych usuwane są poprzez ich osadzenie, a następnie przepompowanie przez filtry do czystego zbiornika. Jakość produktów naftowych można korygować poprzez zmieszanie produktów naftowych z podobnym produktem z innej partii, który ma wskaźniki jakości powyżej maksymalnej dopuszczalnej normy.

Utrzymanie jest najprostszą i najczęstszą metodą przywracania jakości produktów naftowych, której skuteczność wzrasta wraz ze wzrostem różnicy w gęstości zanieczyszczeń i produktów naftowych oraz wielkości cząstek zanieczyszczeń. Jednakże proces osadzania jest długi i w dużym stopniu zależny od właściwości produktów naftowych, wielkości cząstek i wpływów zewnętrznych.

10. PROCEDURA STOSOWANIA STRATY NATURALNEJ. DZIAŁANIA REDUKCJI STRAT

Problemy związane ze stratami w różnym stopniu wpływają na wszystkie elementy funkcjonowania systemu dostaw produktów naftowych i są ważnymi wskaźnikami technicznego doskonalenia operacji technologicznych, od transportu po sprzedaż produktów naftowych.

Straty naturalne zależą głównie od:

a) właściwości fizykochemiczne produktów naftowych (skład frakcyjny, prężność pary nasyconej, gęstość itp.),

b) warunki środowiskowe (temperatura, ciśnienie atmosferyczne, wilgotność itp.).

c) jakość zabezpieczenia technicznego operacji magazynowych i transportowych produktów naftowych (odbiór, wydawanie, magazynowanie, pompowanie wewnątrzmagazynowe, transport kolejowy, drogowy i wodny, transport głównymi rurociągami).

Straty naturalne produktów naftowych obejmują straty powstałe w wyniku parowania, których przy obecnym poziomie wyposażenia technicznego składów ropy naftowej (składów paliw) praktycznie nie można całkowicie wyeliminować, ale można je znacznie ograniczyć w wyniku wdrożenia zestawu działań zarówno charakter organizacyjny i techniczny.

Obecnie straty naturalne regulują normy strat naturalnych podczas przechowywania, odbioru, wydawania i transportu produktów naftowych.

Według licznych badań, około 75% wszystkich strat produktów naftowych podczas przechowywania i transportu wynika z odparowania podczas różnych operacji technologicznych. Straty spowodowane parowaniem w zbiornikach dzieli się na straty z:

a) „duży oddech”;

b) nasycenie i „odwrotny wydech”;

c) „małe oddechy”;

Straty wynikające z „dużego oddychania” powstają podczas wypierania mieszaniny pary z powietrzem do atmosfery podczas napełniania zbiornika i zasysania powietrza podczas wypompowywania produktów naftowych i zależą głównie od objętości i temperatury wtryskiwanej cieczy, stężenia oparów oleju i produktów naftowych w parowniku mieszaniny powietrza, ich gęstości, ciśnienia utrzymywanego w przestrzeni gazowej oraz zawartości gazu rozpuszczonego w oleju. Dla zbiornika o danej objętości, zaprojektowanego na określone ciśnienie w pompie gazu, przy danej charakterystyce i objętości wtryskiwanego produktu, straty określa się na podstawie zawartości (stężenia) par produktu w wypartej mieszaninie para-powietrze. Zawartość pary w komorze gazowej częściowo wzrasta w trakcie napełniania zbiornika, jednak w przestrzeni gazowej w okresie poprzedzającym napełnienie gromadzą się głównie opary produktu

Straty z nasycenia i „odwrotnego wygaśnięcia”. Straty wynikające z „odwrotnego wydechu” powstają, gdy mieszanina pary i powietrza jest przemieszczana przez zawór oddechowy po osiągnięciu ciśnienia krytycznego przed nasyceniem w przestrzeni gazowej (GP). W szczelnych zbiornikach o dużej rotacji czas przestoju zbiornika z „martwą” pozostałością przed rozpoczęciem napełniania może być tak krótki, że zawór oddechowy nie ma czasu na otwarcie się w celu „wydechu”. Wtedy nie ma strat z „odwrotnego wydechu”.

Straty z „małych oddechów” powstają w wyniku cyklicznych wahań temperatury i ciśnienia parcjalnego w zbiorniku gazu, spowodowanych codziennym działaniem promieniowania słonecznego i warunków atmosferycznych na ściany i dach zbiorników. Czas trwania pełnego cyklu wynosi zwykle jeden dzień. Po południu rozpoczyna się „wdech”, a o świcie rozpoczyna się „wydech”. Odchylenia obserwuje się w zmiennych warunkach atmosferycznych (sporadyczne wahania promieniowania słonecznego na skutek zachmurzenia, zmiany ciśnienia barometrycznego i opadów), gdy zmiany pogody w cyklu dobowym powodują kilka „wdechów” i „wydechów”.

Na cykl „małych oddechów” cystern kolejowych czy tankowców wpływają także zmiany warunków atmosferycznych związane z ruchem pojazdów.

Straty z „małych oddechów” dla danych produktów naftowych, obciążenie zaworów oddechowych i pojemność zbiornika zależą od objętości przestrzeni gazowej, ilości promieniowania słonecznego odbieranego przez zbiornik, intensywności przenikania pary z powierzchni produktu naftowego i nasycenia par gazu. Przy założeniu, że wszystkie inne czynniki są niezmienne, straty wynikające z „małych oddechów” rosną wraz ze wzrostem objętości GP. Wraz ze wzrostem odbieranego promieniowania słonecznego wzrastają amplitudy wahań temperatury stacji benzynowej i powierzchni cieczy, objętość wypieranej do atmosfery mieszaniny parowo-powietrznej oraz ciśnienia cząstkowe (stężenia) ropy naftowej odpowiednio wzrasta ilość zawartych w nim oparów produktu.

Środki ograniczające straty.

Aby ograniczyć szkody gospodarcze spowodowane parowaniem, prowadzone są aktywne poszukiwania i rozwój nowych metod i środków ograniczających straty produktów naftowych w wyniku parowania ze złóż poprzez:

zmniejszanie objętości przestrzeni gazowej w zbiornikach, magazynowanie ropy i produktów naftowych pod nadciśnieniem w zbiornikach;

ograniczenie wahań temperatury powierzchni produktów naftowych i przestrzeni gazowej zbiorników;

wychwytywanie i odzyskiwanie oparów produktów naftowych;

racjonalna eksploatacja zbiorników

Każde urządzenie do redukcji strat w zbiorniku ma swoje zalety i wady, ale żadne nie jest uniwersalne.

Wyniki badań pozwalają stwierdzić, że najskuteczniejszym sposobem ograniczania strat wynikających z parowania ze zbiorników stalowych są dachy pływające i pontony. Przykrycie powierzchni produktu naftowego dachem pływającym może zmniejszyć ilość parujących produktów naftowych o 90-98%. , a przy korzystaniu z pontonów - o 90% i więcej.

Działanie pontonów polega na zmniejszeniu stopnia nasycenia przestrzeni gazowej złóż węglowodorami. Dzieje się tak na skutek zmniejszenia powierzchni parowania.

Skuteczność pontonów uzależniona jest od szczelności uszczelnienia pomiędzy pokrywą pontonu a ścianą zbiornika. Często spotyka się owalność ścian zbiornika w rzucie i odchylenia od pionu na wysokości. Prowadzi to do występowania dość dużych szczelin pomiędzy bramą pontonu a ścianą zbiornika, które są źródłem parowania produktów naftowych.

Jeżeli zbiornik stoi wystarczająco długo (jest to odwrotnie proporcjonalne do stopnia obrotów), jego przestrzeń gazowa zostaje nasycona węglowodorami w taki sam sposób, jak w zbiorniku bez pontonu.

Ustalono, że wraz ze spadkiem objętości geometrycznej zbiorników maleje wydajność pontonów.

Aby ograniczyć straty węglowodorów na skutek parowania podczas załadunku cystern kolejowych i drogowych, należy wyeliminować dysze otwarte, wprowadzić automatyczny, szczelny załadunek z wykorzystaniem zbiorników odgazowujących, a włazy należy odpowiednio uszczelnić na czas transportu.

11. RODZAJE INWENTARYZACJI I PROCEDURA PRZEPROWADZANIA INWENTARYZACJI NIEPLANOWANEJ. PROCEDURA ROZLICZENIA NIEDOBORU

Zgodnie z przepisami dotyczącymi sprawozdań i bilansów księgowych inwentaryzacja ropy i produktów naftowych musi być przeprowadzana przynajmniej raz w miesiącu. Inwentaryzacji podlegają wszystkie produkty naftowe znajdujące się w zbiornikach, rurociągach produktów naftowych, beczkach, workach, puszkach, bębnach itp., małych pojemnikach, a na stacjach benzynowych dodatkowo sprawdzana jest faktyczna dostępność pieniędzy i bonów na produkty naftowe. Podczas inwentaryzacji ustala się rzeczywistą obecność ropy naftowej i produktów naftowych na składzie ropy naftowej, w punkcie załadunku, na stacji benzynowej w celu porównania z danymi księgowymi, określając wyniki (niedobory, nadwyżki), wysokość straty naturalnej powstałej podczas inwentaryzacji międzyinwentaryzacyjnej okres.

Dokumentem regulacyjnym dotyczącym przeprowadzenia inwentaryzacji jest „Instrukcja dotycząca procedury przyjmowania, przechowywania, wydawania i rozliczania ropy naftowej i produktów naftowych w składach ropy, punktach załadunku i stacjach benzynowych”

W celu bezpośredniego przeprowadzenia inwentaryzacji produktów naftowych tworzone są komisje robocze, w skład których wchodzą:

· przedstawiciel kierownictwa składu ropy naftowej, zakładu (zarządu) serwisu samochodowego (przewodniczący komisji);

· Pracownik księgowości i inni doświadczeni pracownicy posiadający umiejętności inwentaryzacji produktów naftowych.

Robocze prowizje za inwentaryzację:

· przeprowadzać inwentaryzację ropy i produktów naftowych, gotówki i bonów na składach ropy naftowej i stacjach benzynowych;

· wspólnie z działem księgowości brać udział w ustalaniu wyników inwentaryzacji oraz opracowywać propozycje kompensowania niedoborów i nadwyżek poprzez przeklasyfikowanie, a także spisywanie niedoborów w granicach norm strat naturalnych;

· zgłaszania propozycji w kwestiach usprawnienia odbioru, magazynowania i dystrybucji ropy naftowej i produktów naftowych, poprawy rozliczania i kontroli nad ich bezpieczeństwem, a także sprzedaży nadwyżek i niewykorzystanych produktów;

· odpowiadają za terminowość i przestrzeganie procedury przeprowadzania inwentaryzacji zgodnie z zarządzeniem kierownictwa składu ropy naftowej, zakładu (zarządu) serwisu samochodowego, za kompletność i prawidłowość wprowadzania danych inwentaryzacyjnych na temat rzeczywiste salda kontrolowanych wartości, pod kątem prawidłowości cech charakterystycznych produktów naftowych wskazanych w inwentarzu, na podstawie których ustalane są ceny;

Głównym zadaniem inspekcji i inwentaryzacji selektywnych w okresie międzyinwentaryzacyjnym jest monitorowanie bezpieczeństwa przedmiotów wartościowych, przestrzegania zasad ich przechowywania oraz przestrzegania przez osoby odpowiedzialne finansowo ustalonej podstawowej procedury księgowej. Przypadki nieplanowanych zapasów mogą obejmować pożary, klęski żywiołowe (powodzie, trzęsienia ziemi), ustalenie faktów dotyczących kradzieży, kradzieży i nadużyć, a także zmianę osób odpowiedzialnych materialnie. .W trakcie inwentaryzacji określa się rzeczywistą dostępność przedmiotów wartościowych każdego rodzaju (marki) w odpowiednich miejscach składowania.

Obliczenie ubytku naturalnego produktów naftowych sporządza się przy ustalaniu ostatecznych wyników inwentaryzacji i tylko w przypadku stwierdzenia niedoboru ilościowego (po skompensowaniu niedoborów nadwyżkami poprzez przeklasyfikowanie).

W przypadku wszelkich braków i nadwyżek produktów naftowych przekraczających ustalone normy komisja ds. inwentaryzacji roboczej musi uzyskać pisemne wyjaśnienia od odpowiednich pracowników. Na podstawie udzielonych wyjaśnień i materiałów stała komisja inwentaryzacyjna ustala charakter stwierdzonych braków, ubytków i uszkodzeń produktów oraz ich nadwyżek.

Jeżeli różnica między odczytami ropy i produktów naftowych mierzona w zbiornikach składów ropy i punktach załadunku podczas inwentaryzacji, a danymi księgowymi (minus strata w ustalonych normach) mieści się w granicach błędu ustalonych przez GOST 8.378-80, to jest to różnicy nie bierze się pod uwagę, a za podstawę przyjmuje się dane księgowe. Jeżeli określona różnica przekracza standard błędu pomiaru, wówczas nadwyżka jest odzyskiwana od osób odpowiedzialnych finansowo (w przypadku niedoboru) lub rozliczana (w przypadku nadwyżki).

W przypadku stwierdzenia braków i ubytków powstałych na skutek nadużyć odpowiednie materiały podlegają przekazaniu organom dochodzeniowym w terminie 5 dni od stwierdzonych braków i ubytków oraz zgłoszeniu powództwa cywilnego o kwotę stwierdzonych braków i ubytków.

Dokumenty przedkładane w celu sformalizowania odpisu niedoborów produktów naftowych przekraczających normy strat i strat spowodowanych zepsuciem muszą wskazywać środki podjęte w celu zapobiegania takim niedoborom i stratom.

ZWNIOSEK

W trakcie prac kursowych określono: rodzaj, markę i pojemność zbiornika. Określono także ilość i jakość zawartego w nim produktu naftowego poprzez kalibrację zbiorników w sposób geometryczny według znanych danych o wymiarach zewnętrznych. , co okazało się podczas pomiarów. Określono nachylenie złoża oraz objętość produktu naftowego. W trakcie pracy uzyskałem głębsze zrozumienie i wizualną reprezentację pracy na składowisku ropy naftowej, przeprowadzonych badań i pomiarów.

ZWYKAZ WYKORZYSTANYCH ŹRÓDEŁ

1. „Zbiorniki stalowe poziome. Metody i środki weryfikacji” GOST 8.346-79, Moskwa;

2. „Instrukcja kontroli jakości paliw” Wyższa Wojskowa Szkoła Techniczna w Uljanowsku;

3. Projektowanie i eksploatacja złóż ropy naftowej i magazynów gazu Edigarov S.G. Bobrovsky S.A.

4. „Dostawa produktów naftowych”/ F.A. Davletyarov, E.I. Zorya, Tsagareli D.V.// M.: IC Mathematics, 1998. -662 s.

5. AI Żiwotowski „Zbiór tablic kalibracyjnych dla cystern i cystern kolejowych”, Uljanowsk 1998. ;

APLIKACJA

Obowiązkowy

INWENTARYZACJA DEFORMACJI ZBIORNIKA Nr _____________

1. Różnica średnic, mm:

V jeden kształt (owalność)

w różnych przekrojach (stożkowy i beczkowaty)

2. Nieprostość tworzącej cylindra (załamanie tworzącej)_____ mm

3. Wymiary każdego wybrzuszenia lub wgniecenia, mm:

średnica___________

strzałka odchylająca ____________

4 Nachylenie osi zbiornika

Przewodniczący Komisji

(PODPIS)

(podpisy)

„______”________________201___

GOST 8346-- 79

Obowiązkowy

TABELA DANYCH POCZĄTKOWYCH ZBIORNIKA nr ___

· 1.Średnica wewnętrzna ______________ mm

· 2.Długość części cylindrycznej __________________ mm

3. Wypukłość dna lub wysokość stożka ___________ mm

4. Głębokość szyjki ______________ mm

5. Objętość części wewnętrznych ____ m3

Przewodniczący komisji ____________________________________

(PODPIS)

Członkowie ________________________________________________________________

Opublikowano na Allbest.ru

...

Podobne dokumenty

Charakterystyka składu ropy. Ustalenie pojemności zbiornika i odtworzenie tabeli kalibracyjnej. Opis procedury i metody wyznaczania gęstości lekkich produktów naftowych. Procedura przeprowadzania nieplanowanej inwentaryzacji i rozliczania nadwyżek.

praca na kursie, dodano 02.10.2014


Charakterystyka marki i projektu zbiornika. Funkcje testowania obliczeń ściany zbiornika pod kątem wytrzymałości. Obliczanie maksymalnego poziomu napełnienia zbiornika produktami naftowymi. Obliczanie pozostałego czasu życia zbiornika. Analiza wyników obliczeń weryfikacyjnych.

test, dodano 27.11.2012


Wyposażenie zbiorników naziemnych. Obliczanie strat produktów naftowych ze złoża z „dużych” i „małych oddechów”. Zmniejszenie strat produktów naftowych w wyniku parowania. Zastosowanie dysków reflektorowych, układów wyrównywania gazów, układów odzyskiwania frakcji lekkich.

praca na kursie, dodano 08.06.2013


Badanie cech konstrukcyjnych pionowych cylindrycznych zbiorników niskociśnieniowych do ropy i produktów naftowych. Charakterystyka sposobu zwiększania pasów zbiornikowych. Obliczanie wytrzymałości ściany zbiornika. Technologia prac spawalniczych i instalacyjnych.

praca na kursie, dodano 03.06.2016


Obliczanie ścian cylindrycznych zbiorników pionowych na ropę i produkty naftowe. Wyznaczanie stabilności naprężenia obwodowego 2 w zbiornikach z dachem stałym. Obliczenia weryfikacyjne wytrzymałości i stabilności każdego pasa ściany zbiornika.

test, dodano 17.12.2013


Diagnostyka techniczna zbiornika oleju RVS-5000, identyfikacja usterek. Przebudowa zbiornika w celu ograniczenia strat produktów naftowych. Opracowanie systemu gaśniczego. Technologia i organizacja pracy. Szacunkowy koszt naprawy.

praca magisterska, dodana 24.06.2015


Istota, rodzaje i przeznaczenie konstrukcji powłokowych. Metodologia projektowania, montażu i spawania kulistego zbiornika magazynowego oleju napędowego. Ogólna charakterystyka różnych trybów spawania. Procedura i cechy oceny i kontroli jakości konstrukcji spawanych.

praca na kursie, dodano 08.09.2010


Obliczanie strat hydraulicznych na długości rurociągów. Opracowanie zautomatyzowanego systemu załadunku lekkich produktów naftowych do cystern samochodowych. Efektywność wykorzystania zróżnicowanych odległości pomiędzy zbiornikami w magazynach ropy i produktów naftowych.

praca magisterska, dodana 19.04.2014


Określenie minimalnej objętości parku zbiornikowego, wymaganej liczby cystern oraz okresu międzyzbiornikowego. Wybór objętości pojedynczego zbiornika i liczby zbiorników. Określenie szacunkowej średnicy rurociągu, obliczenia hydrauliczne syfonu.

praca na kursie, dodano 21.03.2011


Studium normalizacji, norm i zasad budowy zbiornika do magazynowania ropy naftowej i produktów naftowych. Podstawy projektowania terenu i posadowienia pionowego zbiornika stalowego. Konstrukcja ściany i dachu zbiornika oraz wyposażenia głównego.