Воду относят к крайне нежелательным примесям минерального происхождения. Ее содержание варьируется от 200 до 300 кг на оду тонну природной нефти. Присутствие воды делает переработку нефти очень сложной и негативно отражается на качестве готовых нефтепродуктов. Ее присутствие в нефтепродуктах не допускается, поскольку в условиях отрицательных температурах она превращается в лед, а при высоких в пар, что в обоих случаях негативно сказывается на качественных свойствах нефтепродуктов. Вода в смазочном или автомобильном масле ускоряет окислительные процессы, а также благоприятствует коррозии металла. В топливе предназначенном для двигателей, работающих на карбюраторе, вода значительно уменьшает их теплотворность.

Воду в темных нефтепродуктах определяют с помощью специального исследования. Исходную пробу разогревают в пробирке до 150 С. Если при этом процессе будет наблюдаться звуки треска, появление пены, то является прямым индикатором наличия воды. И немного о методе Дина и Старка. В его основе лежит перегонка смеси, стоящей из пробы воды и специального растворителя, который не смешивается с водой.

Главная » Узел учета нефти (СИКНС) » Системы измерения количества и показателей качества нефти сырой (СИКНС)

Системы измерения количества и показателей качества нефти сырой (СИКНС)

Системы измерений количества и показателей качества нефти (СИКН)

При учете нефти и нефтепродуктов измеряют массу или объем и параметры качества — плотность, содержание балласта (воды, солей, механических примесей, серы), упругость паров и другие параметры, устанавливаемые техническими условиями, стандартами на продукт, или соглашением между продавцом и покупателем.

В зависимости от целей, преследуемых при учете, условно различают оперативный и коммерческий учет нефти и нефтепродуктов:

• Оперативный учет производится в пределах предприятия с целью оперативного контроля и оценки результатов производственной и хозяйственной деятельности;
• Коммерческий учет производится при операциях поставки-приемки (купли-продажи) нефти и нефтепродуктами между предприятиями-поставщиками (продавцами) и потребителями (покупателями). Методы, технические средства и требования к точности измерений при оперативном и коммерческом учете неодинаковы. При оперативном учете они могут устанавливаться самими предприятиями или объединением (корпорацией), в состав которого они входят. При коммерческом учете требования к используемым методам измерений, средствам измерений, точности измерений и организации учета определяются стандартами и принятыми в установленном порядке другими нормативными документами и соглашениями сторон.

Назначение

СИКН обеспечивает:

• Автоматическое измерение количества нефти в единицах массы и объема, ручной и автоматический отбор проб нефти, автоматическое измерение плотности, вязкости, давления, температуры, содержания воды;
• Поверку преобразователей расхода по поверочной установке, или эталонному расходомеру.

Основными документами, определяющими состав СИКН, являются:

• ГОСТ 8.595-2004 Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений;
• ГОСТ 8,615-2005 Измерения извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования;
• Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти.

Комплектность

В общем случае функционально СИКН состоит из следующих элементов:

Отбор проб топлива из подземных и наземных резервуаров, емкостей, цистерн должен осуществляться в соответствии с требованиями, установленными стандартами и техническими условиями на нефтепродукты. Полученные образцы подвергают многоуровневому анализу, в результате которого устанавливаются качественные характеристики топлива. Устройства, предназначенные для отбора образцов нефтепродуктов, называют пробоотборниками. Их конструкция, условия эксплуатации, правила применения определяются ГОСТами 2517-2012 и 31873-2012 и другими нормативными документами.

Требования

Устройство для отбора проб основных нефтепродуктов – дизельного топлива и бензина – должно соответствовать основным критериям:

• Сохранять устойчивость к воздействию нефтепродуктов в течение всего срока эксплуатации.
• Иметь корпус из прочного материала, устойчивый к деформациям, которые могут возникнуть при его касании о стенки и дно резервуаров.
• Легко очищаться.
• Иметь не слишком большую массу, чтобы персоналу при взятии образцов не приходилось прикладывать слишком много усилий.
• Иметь защиту от статического электричества.

Конструктивные особенности пробоотборников (ПО)

Ручные пробоотборники (ПО) позволяют брать пробы бензина или дизельного топлива на любой высоте резервуара, не взаимодействуют со стационарным оборудованием, обеспечивают сохранность взятого образца. Отбор проб не сопровождается возмущением зеркала нефтепродукта, что важно для получения точного результата.

В устройство пробоотборника для бензина и дизтоплива входят:

• Корпус. В моделях ПО он изготовлен из алюминиевого сплава, который сохраняет рабочие характеристики, в зависимости от типа исполнения, в условиях У и УХЛ. Корпус в области дна усилен стальным грузом, что обеспечивает опускание устройства на требуемую глубину.
• Крышка-клапан, соединенная с корпусом и вращающаяся вокруг горизонтальной оси.
• Тросики, с помощью которых устройство опускается в резервуар, открывается и закрывается крышка. Пробоотборники могут иметь трос в комплекте поставки или его потребуется приобрести отдельно.

Пробоотборники марки ПО, часто используемые на АЗС для взятия проб бензина и дизтоплива, выпускаются разных диаметров и высоты. В маркировке после букв «ПО» указывают диаметр в миллиметрах и объем отбираемой пробы в см3, например: ПО-45-330. В моделяхПО-М45-330 и ПО-М45-650, помимо основных конструктивных элементов, имеются термометр и ареометр, которые сразу при отборе образца предоставляют сведения о температуре и плотности нефтепродукта.

Основные правила взятия проб бензина и дизтоплива пробоотборником ПО

Перед взятием проб нефтепродукт должен отстояться. Из образцов, взятых с разных уровней, готовят усредненные пробы. Пробоотборники перед использованием должны быть чистыми. Для составления средней пробы образцы отбираются одним пробоотборником без его ополаскивания перед очередным погружением.

При диаметре горизонтального резервуара более 2500 мм образцы отбирают с трех уровней: с расстояния 200 мм от зеркала нефтепродукта, с середины, с расстояния 250 мм от дна. Пробоотборник опускается на заданный уровень, с помощью тросика крышка открывается, происходит забор нефтепродукта, крышка закрывается. Все операции следует осуществлять аккуратно, без рывков. Требования безопасности, которые необходимо соблюдать при отборе проб, регламентируются ГОСТом 2517-2012.

Для забора проб с зеркала нефтепродукта через замерный люк, смотровое или заливное отверстие предназначены заборные ведерки объемом 0,5, 1, 2 л. Эти изделия для взятия образцов изготавливаются в виде цилиндра или бидона из нержавеющей стали или дюралюминия. Изделия соответствуют ГОСТу 12.1.004-91 и безопасны в эксплуатации.

действует Редакция от 15.08.1985 Подробная информация

Наименование документ	«ИНСТРУКЦИЯ О ПОРЯДКЕ ПОСТУПЛЕНИЯ, ХРАНЕНИЯ, ОТПУСКА И УЧЕТА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ НА НЕФТЕБАЗАХ, НАЛИВНЫХ ПУНКТАХ И АВТОЗАПРАВОЧНЫХ СТАНЦИЯХ СИСТЕМЫ ГОСКОМНЕФТЕПРОДУКТА СССР» (утв. Госкомнефтепродуктом СССР 15.08.85 N 06/21-8-446)
Вид документа	инструкция, перечень
Принявший орган	госкомнефтепродукт ссср
Номер документа	06/21-8-446
Дата принятия	01.01.1970
Дата редакции	15.08.1985
Дата регистрации в Минюсте	01.01.1970
Статус	действует
Публикация	На момент включения в базу документ опубликован не был
Навигатор	Примечания

«ИНСТРУКЦИЯ О ПОРЯДКЕ ПОСТУПЛЕНИЯ, ХРАНЕНИЯ, ОТПУСКА И УЧЕТА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ НА НЕФТЕБАЗАХ, НАЛИВНЫХ ПУНКТАХ И АВТОЗАПРАВОЧНЫХ СТАНЦИЯХ СИСТЕМЫ ГОСКОМНЕФТЕПРОДУКТА СССР» (утв. Госкомнефтепродуктом СССР 15.08.85 N 06/21-8-446)

2. Методы и средства измерений нефти и нефтепродуктов

Объемно — массовый метод измерений

2.2. 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 куб. м должны быть отградуированы по ГОСТ 8.380-80 (с учетом последующих изменений и дополнений), резервуары вертикальные цилиндрические железобетонные со сборной стенкой вместимостью от 50 до 30000 куб. м — по РД 50-156-79, резервуары стальные горизонтальные вместимостью от 5 до 100 куб. м — 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».

2.3. 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.

2.4. К градуировочной таблице должны быть приложены:

— акт и протокол определения размеров резервуара;

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

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

— таблица средних значений вместимости дробных частей сантиметра каждого пояса резервуара.

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

2.5. 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.

2.6. На каждом резервуаре должна быть нанесена базовая высота (высотный 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 методов, 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.

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

Вместимость автоцистерны должна устанавливаться заводом — изготовителем и периодически поверяться 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 и которое должно предъявляться водителем.

2.8. 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.

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

2.10. Определение количества нефтепродуктов при приеме и наливе 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).

2.11. Уровень нефтепродукта должен измеряться рулетками, метроштоками или уровнемерами. Техническая характеристика средств измерений приведена в таблице 2.1.

Таблица 2.1

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.

2.12. 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.

2.13. Плотность в отобранных пробах определяется ареометрами стеклянными типа АН или АНТ-1 по ГОСТ 18481-81, имеющими погрешность измерений +/- 0,5 кг/куб. м, 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%.

2.14. Температура нефтепродуктов должна измеряться термометрами ртутными стеклянными лабораторными ТЛ-4 группа 4Б N 1 и 2.

Измерять среднюю температуру нефтепродукта в резервуарах можно с помощью термометров сопротивления. Погрешность средств измерения температуры не должна превышать +/- 0,5 град. C.

Массовый метод измерений

2.33. Для взвешивания нефтепродуктов в таре применяются весы товарные общего назначения грузоподъемностью до 3000 кг, шкальные и циферблатные. Нефтепродукты в мелкой таре взвешиваются на настольных весах с пределами взвешивания от 5 до 20 кг.

Автоцистерны с нефтепродуктами взвешиваются на весах автомобильных стационарных и передвижных общего назначения грузоподъемностью от 10 до 30 т.

Взвешивание мазута в автоцистернах проводится по РД 50-266-81.

Объемный метод измерений

2.39. Для измерений объема применяются топливораздаточные колонки по ГОСТ 9018-82, маслораздаточные колонки по ГОСТ 11537-81 и импортные, параметры которых соответствуют требованиям этих стандартов.

Колонки должны поверяться по ГОСТ 8.045-80 и ГОСТ 8.220-76.

Гидростатический (пьезометрический) метод измерения

2.43. Для определения массы нефтепродукта в резервуарах типа РВС должны применяться средства измерений и устройства, обеспечивающие погрешность измерения массы не более +/- 0,5%.