Государственная система обеспечения единства измерений. Ведение учетных операций на пунктах приема-сдачи нефти в нефтепроводных системах

Результат измерения плотности приводят кстандартным условиям по МИ 2632 [5] или МИ 2153 [4].

При отсутствии канала измерения плотности в резервуаре плотность нефти измеряют ареометром в объединенной или точечной пробах согласно 7.3.4.

Массу брутто нефти определяют как произведение объема и плотности нефти, приведенных к стандартным условиям или к условиям измерений объема.

т = У_н • р_п> (20)

где У_н — объем нефти в резервуаре при температуре его измерения, м³;

р_п — значение плотности нефти, измеренное с помощью канала измерений плотности, или стацио­нарных преобразователей плотности, кг/м³, приведенное к условиям измерений объема нефти по МИ 2153 [4].

При проведении приема (сдачи) нефти массу брутто принятой (сданной) нефти определяют как разность результатов измерений массы брутто нефти в резервуаре, полученных до и после приема (сда­чи) нефти, по формуле

М = |л?₁ - л?₂|, (21)

где М— масса брутто нефти, сданной из резервуара или принятой в резервуар, кг;

/т?1, т₂— массы нефти в резервуаре до/после сдачи нефти из резервуара или до/после приема нефти в резервуар, соответственно, кг.

7. Требования к измерениям массы нефти с применением железнодорожных цистерн

   1. Погрешность измерений

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто и массы нетто нефти в железнодорожной цистерне не должны превышать значений, приведенных в таблице 4.

Таблица 4

Требования ксредствам измерений, применяемым при измеренияхмассы нефти в железнодорож­ных цистернах, приведены в приложении М.

Перед началом измерений выполняют отстой нефти в цистерне не менее десяти минут.

Объем нефти в железнодорожной цистерне определяют по градуировочным таблицам железнодо­рожных цистерн по результатам измерения уровня.

Методика измерений уровня нефти и подтоварной воды в цистерне приведена в приложении Н.

По измеренному уровню нефти и соответствующему ему значению вместимости по градуировоч­ной таблице цистерны определяют общий объем нефти и подтоварной воды в цистерне. По измеренно­му уровню подтоварной воды и соответствующему ему значению вместимости по градуировочной таблице определяют объем подтоварной воды в цистерне.

Объем нефти при температуре его измерения У_н, м³, в цистерне вычисляют по формуле

V" = . [1 + (2а_ст + a_s) • (t_v- 20)], (22)

где V_Q— объем нефти в цистерне, определенный по градуировочной таблице, м³;

а_ст — температурный коэффициент линейного расширения материала стенки цистерны, значение которого принимают равным 12,5-10^-6, 1/°С;

a_s— температурный коэффициент линейного расширения материала метроштока, значения его принимают равным 12,5 • 10^-6 для нержавеющей стали и 23 • 10^-6 для алюминия, 1/ °С;

t_v— температура нефти в цистерне, °С.

Объем нефти в цистерне У_о, м³, вычисляют по формуле

= V* - V_B, (23)

где У_в— объем подтоварной воды, определенный по градуировочной таблице цистерны, м³;

У_ж — общий объем нефти и подтоварной воды в цистерне (объем жидкости), определенный по гра­дуировочной таблице цистерны, м³.

Для оформления железнодорожных накладных допускается измерять объем нефти в кубических дециметрах.

Температуру нефти измеряют:

• термометром с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более 0,2 °С;

• переносным погружным электронным термометром непосредственно в цистерне на уровне отбора точечной пробы (на высоте 0,33 диаметра цистерны от нижней внутренней образующей) в соот­ветствии с его инструкцией по эксплуатации.

Плотность нефти измеряют ареометром в точечной пробе, отобранной из цистерны по ГОСТ 2517. Допускается измерение плотности нефти выполнять поточным плотномером, установленным на линии налива нефти.

Измерения плотности ареометром выполняют по ГОСТ 3900 или по ASTM D 1298 [3] с учетом тре­бований МИ 2153 [4]. Значение плотности, полученное по результатам измерений в объединенной про­бе, используют при расчете массы нефти в каждой отдельной цистерне.

Расчет массы брутто нефти в железнодорожной цистерне выполняют по 7.3.5.

При оформлении железнодорожных накладных массу нефти указывают в килограммах, при оформлении актов приема-сдачи нефти при сливе/наливе с/на железнодорожный транспорт массу нефти указывают в тоннах.

т = т_г- т_п. (24)

Состав пропускают через грузоприемное устройство весов с постоянной скоростью, находящейся в пределах 3—10 км/ч, до налива/слива нефти, а также после налива/слива нефти. При этом измеряют массу каждой отдельной цистерны порожнего состава т_пі и массу каждой цистерны груженого состава т_гі. Программное обеспечение весов рассчитывает массу порожнего состава т_сп без локомотива и мас­су груженого состава без локомотива т_{с г}.

М

(25)

т = /тъ _г- /тъ _п.
ЧУ ■ I ЧУ. I I

7. 6. Измерение массы брутто нефти косвенным методом динамических измерений при наливе (сливе)

      1. Объем нефти в железнодорожной цистерне Vизмеряют с помощью преобразователя расхо­да при наливе (сливе).

      2. Плотность нефти измеряют поточным плотномером, установленным на линии налива (сли­ва), или ареометром в пробе нефти, отобранной из цистерны или трубопровода по ГОСТ 2517.

      3. Отбор проб для определения массы балласта проводят из заполненных цистерн или тру­бопровода при наливе (сливе) нефти в соответствии с ГОСТ 2517.

      4. Требования ксредствам измерений, а также порядок измерений массы нефти при измерени­ях косвенным динамическим методом приведены в 6.3.

   7. Измерение массы брутто нефти прямым методом динамических измерений при наливе (сливе)

      1. Массу брутто нефти измеряют массомером при наливе (сливе) железнодорожных цистерн.

      2. Отбор проб для определения массы балласта проводят из заполненных цистерн или из тру­бопровода при наливе (сливе) нефти в соответствии с ГОСТ 2517.

      3. Требования ксредствам измерений, а также порядок измерений массы нефти при измерени­ях прямым динамическим методом приведены в 6.4.

   8. Массу нефти, наливаемой на железнодорожный транспорт или сливаемой с него, допускается определять с применением резервуаров.

8. Измерения массы нефти с применением танков наливных судов

   1. Требования к погрешности измерений

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто и массы нетто нефти в танках судов не должны превышать значений, приведенных в таблице 5.

Таблица 5

Массу нефти в танках судов определяют косвенным методом статических измерений.

Требования к средствам измерений массы нефти в танках судов приведены в приложении П.

Перед началом измерений выполняют отстой нефти в танках не менее тридцати минут.

Измерения уровня нефти в танке выполняют уровнемером или вручную с применением измери­тельных рулеток. Порядок измерения уровней нефти (пустот) в танке приведен в приложении Р.

Значения уровней нефти (пустот) вычисляют с учетом поправок на крен и дифферент в соответ­ствии с аттестованной методикой выполнения измерений. По этим значениям из градуировочныхтаблиц танков определяют общий объем нефти втанке (объем нефтегруза и объем остатков до начала погрузки).

Отбор точечных проб из каждого танка судна для измерения температуры осуществляют согласно ГОСТ 2517 с применением переносных пробоотборников.

Температуру нефти измеряют в каждой отобранной точечной пробе и по результатам измерений рассчитывают среднюю температуру в одном танке по 7.3.3.

Допускается температуру нефти в танке измерять с помощью преобразователей температуры, расположенных внутри танка.

Плотность нефти втанке измеряют лабораторными методами по объединенной пробе нефти, ото­бранной в соответствии с ГОСТ 2517.

Допускается плотность нефти измерять с помощью погружного плотномера.

Массу брутто нефти в танке определяют по 7.3.5.

т_с= |m₁ - /п₂|, (26)

где т_ьт₂— массы нефти в танке до отпуска (приемки) нефти из танка и после отпуска (приемки) нефти из танка, соответственно, кг.

При оформлении коносаментов массу нефти указывают в килограммах, при оформлении актов приема-сдачи нефти при наливе на морской транспорт массу нефти указывают в тоннах.

7. Вычисление массы нетто нефти

   1. Массу нетто нефти находят как разность массы брутто нефти и массы балласта. Для измере­ний массовых долей составляющих балласта (воды, хлористых солей и механических примесей) пробу нефти отбирают в соответствии с ГОСТ 2517. При измерении массы нефти динамическими методами массовую долю воды и хлористых солей в нефти допускается определять с применением поточных анализаторов.

   2. Массу нетто нефти Л4_Н, кг, вычисляют по формуле

(27)

^м.в + Wcc + И{д_л

100

М=т 1 - п

(28)

(29)

ИЛ _г

Л. V

и/

^У1Гм. п