Приборы и средства измерения

Объем нефтепродуктов определяется в стационарных резервуарах, транспортных средствах и технологических трубопроводах, отградуированных в соответствии с требованиями нормативно-технических документов.

Резервуары стальные вертикальные стационарные (РВС) со стационарными и плавающими крышами и понтонами. Вместимостью от 100 до 50000 м³ должны быть отградуированы по ГОСТ 8.380-80 (с учетом последующих изменений и дополнений). Резервуары вертикальные цилиндрические железобетонные со сборной стенкой вместимостью от 30 до 30000 м³ – по РД 50-156-79, резервуары стальные горизонтальные вместимостью от 5 до 100 м³ – по ГОСТ 8.346-79 (с учетом последующих изменений).

Технологические трубопроводы для нефтепродуктов должны градуироваться согласно «Методическим указаниям по определению вместимости и градуировке трубопроводов нефтебаз. Геометрический метод».

Градуировочные таблицы береговых резервуаров на перевалочных водных и водно-железнодорожных нефтебазах при перевозке нефтепродуктов водным транспортом должны быть утверждены территориальными органами Госстандарта, а остальных резервуаров и технологических трубопроводов – территориальным (областным) управлением или госкомнефтепродуктом союзной республики.

После каждого капитального ремонта и вызванного в связи с этим изменения вместимости резервуара, но не реже 1 раза в 5 лет должна проводиться повторная градуировка резервуара.

После оснащения резервуара внутренним оборудованием градуировочная таблица должна быть пересмотрена и заново утверждена в установленном порядке.

Градуировочные таблицы на трубопроводы должны пересматриваться при изменении схемы трубопровода, протяженности или диаметра отдельных его участков, но не реже 1 раза в 10 лет. Также не реже 1 раза в 10 лет должны пересматриваться градуировочные таблицы на резервуары железобетонные.

К градуировочной таблице должны быть приложены:

ü акт и протокол определения размеров резервуара;

ü акты измерений базовой высоты и неровностей днища (формы акта и протокола приведены в ГОСТ 8.380-80);

ü данные о массе понтона и уровне его установки от днища резервуара;

ü таблица средних для значений вместимости дробных частей для сантиметра каждого пояса резервуара.

В градуировочной таблице указывают величины, на которые внесены поправки при ее расчете.

Для проведения градуировки и составления таблиц должен привлекаться специально обученный персонал. Организации, проводящие градуировку, должны быть зарегистрированы в органах Госстандарта, и иметь право на проведение таких работ.

На каждом резервуаре должна быть нанесена базовая высота (в местный трафарет) – расстояние от днища резервуара до верхнего среза кромки измерительного люка. Базовая высота измеряется ежегодно.

Поправку на вместимость вертикального резервуара за счет неровностей днища (коррекцию) необходимо определять ежегодно для вновь введенных резервуаров и не реже 1 раза в 5 лет – эксплуатируемых 5 и более лет, одним из методом, указанным в ГОСТ 8.380-80.

Базовая высота и неровности днища вертикального резервуара, уклон корпуса горизонтального резервуара измеряются ведомственной метрологической службой. Результаты измерений оформляются актом, который утверждается руководством предприятия, организации нефтепродуктообеспечения.

Объем нефтепродукта в автомобильных цистернах определяется по полной их вместимости или по показаниям объемного счетчика.

Вместимость автоцистерны должна устанавливаться
заводом-изготовителем и периодически проверяться органами Госстандарта согласно инструкции 36-55, но не реже 1 раза в 2 года.

Объем нефтепродукта в автоцистерне, заполненной до указателя уровня, определяется по свидетельству, выданному территориальными органами Госстандарта.

Вместимость железнодорожных цистерн должна устанавливаться путем индивидуальной градуировки каждой цистерны.

До осуществления индивидуальной градуировки допускается устанавливать вместимость по «Таблицам калибровки железнодорожных цистерн», составленным расчетным методом по чертежам на каждый тип цистерн.

В железнодорожных цистернах объем нефтепродуктов определяется по градуировочным таблицам, составленным на каждый сантиметр высоты. Среднее значение вместимости дробных частей сантиметра вычисляется расчетным путем.

Определение количества нефтепродуктов при приеме и наличии нефтеналивных судов должно производиться по измерениям в резервуарной емкости нефтебазы (при длине береговых трубопроводов до двух километров) или по измерениям в танках нефтеналивных судов с использованием их градуировочных таблиц (при протяженности береговых трубопроводов более двух километров).

Уровень нефтепродукта должен измеряться рулетками, метроштоками или уровнемерами. Техническая характеристика средств измерений приведена в табл. 6.2.

Таблица 6.2

Средства измерений

 

Средства измерений	Стандарт	Пределы измерений	Погрешность
Рулетки с грузом 2-го или 3-го класса точности	ГОСТ 7502-80	0÷10 м, 0÷20 м	Согласно п.1.П. ГОСТ 7502-80 для 2-го и 3-го класса точности
Метроштоки типа МШР и составные типа МШС	ГОСТ 18987-73	0÷2200 мм	По всей длине ± 2 мм; от начала до середины шкалы ±1 мм
Уровнемеры	ГОСТ 15983-81	0÷14 м, 0÷20 м	Согласно ГОСТ 15983-81 ± 4 мм

 

При учетно-расчетных операциях запрещается пользоваться средствами измерения уровня, не прошедшими госповерку или аттестацию в органах Госстандарта в соответствии с ГОСТ 8.001-80 или
ГОСТ 8.326-78.

Для измерения уровня подтоварной воды применяются водочувствительные ленты или пасты. Ленты прикрепляются, а пасты наносятся тонким слоем с двух сторон на груз рулетки или метрошток.

Ленты должны храниться в плотно закрытых футлярах, пересыпанные мелом или тальком, а паста в закрытых банках. Пасты применяются, главным образом, для измерения подтоварной воды в светлых нефтепродуктах.

Плотность в отобранных пробах определяется ареометрами стеклянными типа АН или АНТ-1 по ГОСТ 18481-81, имеющими погрешность измерений ± 5 кг/м³, или гидростатическими весами. Цилиндры стеклянные для ареометров должны соответствовать этому стандарту. В трубопроводе плотность нефтепродукта может измеряться автоматическими измерителями плотности, допущенными к применению Госстандартом и обеспечивающими погрешность измерения не более ±0,1%.

Температура нефтепродуктов должна измеряться термометрами ртутными стеклянными лабораторными ТЛ-4 группы 4Б № 1 и №2.

Измерять среднюю температуру нефтепродукта в резервуарах можно с помощью термометров сопротивления. Погрешность средств измерения температуры не должна превышать ±0,5°С.

Проведение измерений

Уровень нефтепродуктов в резервуарах можно измерить линейкой, с грузом или уровнемерами с местным отсчетом или дистанционной передачей показаний на пульт в операторную. При этом показания необходимо считывать с точностью до 1 мм и место касания груза о стенки резервуара должно быть горизонтальным и жестким. При измерении в зональных резервуарах нижний конец метроштока или груза ленты должен попадать на нижнюю образующую резервуара. Стабильность при отсчете контролируется базовой высотой. В случае изменении лентой высоты необходимо выяснить, причину этого изменения.

Уровень нефтепродукта необходимо измерять, применяя измерительную ленту, с грузом или метрошток следует опускать медленно, не допуская волн на поверхности нефтепродукта и ударов о стенки резервуара. Лента рулетки должна находиться все время в намотанном состоянии, а метрошток – в строго вертикальном положении. Измерения проводят при установившемся уровне нефтепродукта и отсутствии волн.

Показания рулетки или метроштока отсчитываются от 0,1 мм до 1 мм сразу по появлении смоченной части рулетки.

Если расхождения превышают 1 мм, измерения необходимо повторить.

Ленту рулетки или метрошток до и после измерений необходимо протереть мягкой тряпкой насухо.

При измерении уровня подтоварной воды водочувствительный слой ленты или пасты в течение 2÷3 мин. полностью растворяется и резко выделяется грань между слоями воды и нефтепродукта.

Отсчет уровня подтоварной воды необходимо проводить с точностью до 1 мм. Размытая грань свидетельствует об отсутствии резкой границы между водой и нефтепродуктом и наличии водоэмульсионного слоя.

Если грань обозначается на ленте или пасте с противоположных сторон груза рулетки или метроштока на разной высоте, то измерения должны быть повторены.

При измерении уровня нефтепродукта в горизонтальных резервуарах необходимо вносить поправку на уклон резервуара по формуле

, (6.5)

где n – уклон оси резервуара; – расстояние от точки измерения уровня до середины резервуара, мм; знак (-) – если уклон в сторону люка; знак (+) – если уклон от люка.

Допустимый уклон резервуара не более 1:1000.

 

Пример: В резервуаре V = 75 м³ расстояние от измерительного люка до середины резервуара = 3870 мм Уклон резервуара в сторону измерительного люка 1:200, откуда n =0,005.

Измерены уровни: воды h = 35 мм;

нефтепродукта и воды h общий = 3200 мм.

Поправка на уклон ∆h= n· = -3870 · 0,005 = - 19 мм.

Исправленный уровень:

воды =35 - 19 = 16 мм;

нефтепродукта и воды общий = 3200 - 19 = 3181 мм.

 

Уровень нефтепродукта и подтоварной воды в железнодорожных цистернах измеряется метроштоком через горловину котла цистерны в 2-х противоположных точках горловины по оси цистерны. При этом необходимо следить за тем, чтобы метрошток опускался на нижнюю образующую котла и не попадал в углубления для нижних сливных приборов. Уровень следует отсчитывать до 1 мм.

В автоцистерны нефтепродукт следует наливать до планки, установленной в горловине котла цистерны на уровне соответствующем номинальной вместимости или по заданной дозе согласно показаниям объемного счетчика. Плотность нефтепродуктов в резервуарах и транспортных средствах определяется по отобранным пробам, в трубопроводе измеряется автоматическими плотномерами или по отобранным пробам. Плотность отсчитывается до четвертого знака.

Из резервуаров и транспортных средств пробы отбираются в соответствии с ГОСТ 2517-85. В стационарных резервуарах для отбора проб должны применяться сниженные пробоотборники по Р 50194-92 или ручные пробоотборники по ГОСТ 2517-80.

Для отбора точечных проб пробоотборник опускается на заданный уровень и выдерживается в течение 5 минут.

При наливе автоцистерн на нефтебазах для определения плотности продукта из резервуаров следует отбирать через каждые два часа.

Температура нефтепродуктов определяется в течение 1÷3 минут после извлечения каждой точечной пробы или в средней пробе, отобранным сниженным пробоотборником. Термометр необходимо погружать в нефтепродукты на глубину, указанную в техническом паспорте на данный термометр, и выдерживать в пробе 1÷3 минуты до принятия столбиком ртути постоянного положения.

Температуру отсчитывают по термометру, не вынимая его из нефтепродукта.

Температура нефтепродукта вычисляется как среднее арифметическое температур точечных проб, взятых в соотношении, принятом для составления объединенной пробы по ГОСТ 2517-85.

 

Например: объединенная проба нефтепродукта из вертикального резервуара отбирается с трех уровней: верхнего, среднего и нижнего и смешивается в соотношении 1:3:1.

В этом случае средняя температура нефтепродукта вычисляется

= , (6.6)

где – температура точечной пробы верхнего слоя, °С; – температура точечной пробы среднего слоя, °С; – температура точечной пробы нижнего слоя, °С.

При дистанционном измерении средней температуры нефтепродукта в резервуаре термометрами сопротивлений температуры в пробах не измеряются.

Объединенная проба из горизонтального цилиндрического резервуара диаметром более 2500 мм отбирается с 3-х уровней: верхнего, среднего и нижнего и смешивается в соотношении 1:6:1.

Средняя температура вычисляется

= . (6.7)

Объединенная проба из горизонтального цилиндрического резервуара диаметром менее 2500 мм независимо от степени заполнения, а также из горизонтального цилиндрического резервуара диаметром более 2500 мм, заполненного на высоту до половины диаметра и менее, отбирается с 2-х уровней: середины и низа и смешивается в соотношении 3:1, а температура рассчитывается по формуле

= . (6.8)

Плотность нефтепродукта по отобранным пробам определяется в лаборатории на месте отбора проб по ГОСТ 3900-47. При определении плотности на месте отбора проб площадка для проведения измерений должна быть ровной горизонтальной, защищенной от ветра, осадков, солнечной радиации кожухом или другими устройствами.

Процесс измерения нефтепродуктов объемно-массовым методом может быть автоматизирован путем применения в резервуарах измери­тельных установок, а при наливе транспортных средств – автоматичес­ких систем налива с использованием счетчиков, автоматических плот­номеров, объединенных в систему измерения массы нефтепродукта.

Масса принятого (отпущенного) нефтепродукта в резервуарах с понтонами ила плававшими крышами определяется с учетом массы понтона (плавающей крыши) и его положения в резервуаре. Для этого необходимо знать, на каком уровне начинает всплывать понтон или плавающая крыша. Масса понтона или плавающей крыши определяется по рабочим чертежам, прикладываемым к градуировочной таблице.

При заполнении резервуара нефтепродуктом отдельные части понтона (плавающей крыши) всплывают неодновременно. Зона от начала и до конца всплытия зависит от конструкции покрытия и диаметра резервуара. При эксплуатации следует избегать измерений нефтепродуктов в этой зоне, т.к. это ведет к большим погрешностям при определе­нии массы нефтепродукта.

При определении количества нефтепродуктов в резервуарах с понтонами или плавающими крышами должны вноситься поправки в соответствии с ГОСТ 8.380-80.

При приемке и отпуске нефтепродуктов необходимо помнить:

· если до начала измерения покрытие находилось в плавающем состоянии, а по окончании – на опорных стойках (или наоборот), то поправка на покрытие вносится на тот момент, когда оно находится в плавающем состоянии;

· если до и после измерений покрытие находится в плавающем состоянии или на опорах, поправка на покрытие не вносится.