Volodina-vasilisa.ru

Антикризисное мышление
0 просмотров
Рейтинг статьи
1 звезда2 звезды3 звезды4 звезды5 звезд
Загрузка...

Расчет погрешности измерений массы нетто нефти

Расчет погрешности измерений массы нетто нефти

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ СОЮЗА ССР

НЕФТЬ И НЕФТЕПРОДУКТЫ

Petroleum and petroleum products.

Methods of mass measurement

1.1. Стандарт регламентирует методы измерений массы брутто и массы нетто продуктов.

Основным методом при поставках на экспорт и коммерческих операциях по нефти и нефтепродуктам, кроме мазутов, битумов и пластичных смазок, является динамический метод с применением счетчиков (расходомеров).

1.2. Продукты должны соответствовать требованиям действующей нормативно-технической документации.

1.3. Термины, используемые в настоящем стандарте, и поясне­ния к ним приведены в справочном приложении 1 .

2.1. При проведении учетно-расчетных операций применяют прямые и косвенные методы.

2.2. При применении прямых методов измеряют массу продук­тов с помощью весов, весовых дозаторов и устройств, массовых счетчиков или массовых расходомеров с интеграторами.

2.3. Косвенные методы подразделяют на объемно-массовый и гидростатический.

2.3.1. Объемно-массовый метод

2.3.1.1. При применении объемно-массового метода измеряют объем и плотность продукта при одинаковых или приведенных к одним условиям (температура и давление), определяют массу брутто продукта, как произведение значений этих величин, а затем вычисляют массу нетто продукта.

2.3.1.2. Плотность продукта измеряют поточными плотномерами или ареометрами для нефти в объединенной пробе, а температуру продукта и давление при условиях измерения плотности и объема соответственно термометрами и манометрами.

2.3.1.3. Определение массы нетто продукта

При определении массы нетто продукта определяют массу балласта. Для этого измеряют содержание воды и концентрацию хлористых солей в нефти и рассчитывают их массу.

Массу механических примесей определяют, принимая среднюю массовую долю их в нефти по ГОСТ 9965-76 .

Содержание воды в нефти и концентрацию хлористых солей измеряют, соответственно, поточными влагомерами и солемерами или определяют по результатам лабораторных анализов объеди­ненной пробы нефти.

2.3.1.4. В зависимости от способа измерений объема продукта объемно-массовый метод подразделяют на динамический и статический.

Динамический метод применяют при измерении массы про­дукта непосредственно на потоке в нефтепродуктопроводах. При этом объем продукта измеряют счетчиками или преобразователями расхода с интеграторами.

Статический метод применяют при измерении массы продукта в градуированных емкостях (вертикальные и горизонтальные резервуары, транспортные емкости и т. п.).

Объем продукта в резервуарах определяют с помощью градуировочных таблиц резервуаров по значениям уровня на­полнения, измеренным уровнемером, метроштоком или металлической измерительной рулеткой. В емкостях, градуированных на полную вместимость, контролируют уровень наполнения, и определяют объем по паспортным данным.

2.3.2. Гидростатический метод

2.3.2.1. При применении гидростатического метода измеряют гидростатическое давление столба продукта, определяют среднюю площадь заполненной части резервуара и рассчитывают массу продукта, как произведение значений этих величин, деленное на ускорение силы тяжести.

Массу отпущенного (принятого) продукта определяют двумя методами:

как разность масс, определенных в начале и в конце товарной операции вышеизложенным методом;

как произведение разности гидростатических давлений в начале и в конце товарной операции на среднюю площадь сечения части резервуара, из которого отпущен продукт, деленное на ускорение силы тяжести.

2.3.2.2. Гидростатическое давление столба продукта измеряют манометрическими приборами с учетом давления паров продукта.

2.3.2.3. Для определения средней площади сечения части резервуара металлической измерительной рулеткой или уровнемером измеряют уровни продукта в начале и в конце товарной операции и по данным градуировочной таблицы резервуара вычисляют соответствующие этим уровням средние площади сечения.

Допускается вместо измерения уровня измерять плотность продукта по п. 2.3.1.2 и определять:

уровень налива для определения средней площади сечения, как частного от деления гидростатического давления на плот­ность;

объем нефти для определения массы балласта, как частного от деления массы на плотность.

2.4. Математические модели прямых методов и их погреш­ностей приведены в МИ 1953-88.

Математические модели косвенных методов и их погрешностей приведены в обязательном приложении 2 .

Примеры вычислений массы продукта и оценки погрешностей методов приведены в справочном приложении 3 .

Примечание. Для внешнеторговых организаций при необходимости до­пускается рассчитывать массу в соответствии с положениями стандарта ИСО 91/1-82 и других международных документов, признанных в СССР.

3. ПОГРЕШНОСТИ МЕТОДОВ ИЗМЕРЕНИЯ

3.1. Пределы относительной погрешности методов измерения массы должны быть не более:

при прямом методе:

± 0,5 % — при измерении массы нетто нефтепродуктов до 100 т, а также массы нетто битумов;

± 0,3 % — при измерении массы нетто пластических смазок;

при объемно-массовом динамическом методе:

± 0,25 % — при измерении массы брутто нефти;

± 0,35% — при измерении массы нетто нефти;

± 0,5 % — при измерении массы нетто нефтепродуктов от 100 т и выше;

± 0,8 % — при измерении массы нетто нефтепродуктов до 100 т и отработанных нефтепродуктов;

при объемно-массовом статическом методе:

± 0,5% — при измерении массы нетто нефти, нефтепродуктов от 100 т и выше, а также массы нетто битумов;

Читать еще:  Расчет продолжительности страхового стажа

± 0,8% — при измерении массы нетто нефтепродуктов до 100 т и отработанных нефтепродуктов;

при гидростатическом методе:

± 0,5 % — при измерении массы нетто нефти, нефтепродуктов от 100 т и выше;

± 0,8 % — при измерении массы нетто нефтепродуктов до 100 т и отработанных нефтепродуктов.

ТЕРМИНЫ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ В СТАНДАРТЕ, И ПОЯСНЕНИЯ К НИМ

Масса брутто — масса нефти и нефтепродуктов, показатели качества кото­рых соответствуют требованиям нормативно-технической документации.

Масса балласта — общая масса воды, солей и механических примесей в нефти или масса воды в нефтепродуктах.

Масса нетто — разность масс брутто и массы балласта.

МАТЕМАТИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ КОСВЕННЫХ МЕТОДОВ ИЗМЕРЕНИЙ МАССЫ И ИХ ПОГРЕШНОСТЕЙ

1. Модель объемно-массового динамического метода

, (1)

Количественный учет нефти и нефтепродуктов

Одной из важнейших задач, которую приходится осуществлять оперативному персоналу и бухгалтерии нефтебаз, — это проведение количественного учета нефти и нефтепродуктов.

В задачи количественного учета входит:

определение количества поступающих нефти и нефтепродуктов, с оформлением приемных документов;

определение количества отпускаемых или отгружаемых нефти и нефтепродуктов, с оформлением документов на отгрузку;

определение фактических остатков по каждому сорту в резервуарах и в целом по нефтебазе;

определение фактических излишек или недостач;

Оперативный учет нефтепродуктов должен вестись ежедневно, контрольный — два раза в месяц и полная инвентаризация на конец каждого месяца.

Учет нефти и нефтепродуктов может осуществляться в единицах измерения:

объема (объемный учет);

массы (массовый учет);

  • объема и массы (объемно-массовый учет).
  • На нефтебазах и автозаправочных станциях ведется объемномассовый учет. Расчет с поставщиками и потребителями нефти и нефтепродуктов осуществляется на нефтебазах в единицах массы, на АЗС — в единицах объема.

    В зависимости от способа измерений объема продукта объемномассовый метод подразделяется на динамический и статический.

    Динамический метод применяется при измерении массы продукта непосредственно на потоке в нефтепроводах и продуктопроводах. При этом методе объем продукта измеряют счетчиками или расходомерами, имеющими интеграторы.

    Статический метод

    Применяется при измерении объема и массы продукта в градуированных емкостях (вертикальные и горизонтальные резервуары, транспортные емкости и т. п.). Объем продукта в резервуарах измеряется в литрах или кубических метрах. Объем определяется с помощью градуированных таблиц резервуаров по значениям уровня наполнения (взлива), измеренного уровнемером или ручным способом с помощью метроштока или измерительной рулетки.

    Сначала определяется общий объем жидкости в резервуаре, затем объем подтоварной воды и по формуле определяется объем нефтепродукта:

    В емкостях, градуированных на полную вместимость, например автомобильные цистерны, контролируется уровень их наполнения до градуировочной планки, установленной в горловине, и затем определяется объем по паспортным данным.

    Масса нефтепродукта определяется умножением измеренного объема на плотность:

    Плотность нефтепродукта определяется с помощью нефтеден- симетра (ареометра). Для этого из резервуара пробоотборным ведерком забирают пробу нефтепродукта, погружают в него нефтеденсиметр и по верхней шкале определяют плотность, по нижней шкале определяют температуру.

    Плотность нефтепродукта можно также определить расчетным путем по формуле:

    где t — температура нефтепродукта в резервуаре, °С;

    p t — искомая плотность нефтепродукта при температуре t °С, т/ м 3 ;

    р 20 — плотность нефтепродукта при t = 20 °С, приводится в паспорте на нефтепродукт, т/м 3 ;

    20 — значение стандартной температуры в °С;

    α — температурная поправка изменения плотности нефтепродукта при изменении температуры на 1 °С.

    МИ 2483-98
    Рекомендация. ГСИ. Нормы погрешности баланса сдаваемой и принимаемой нефти в акционерных обществах по транспорту нефти. Методика расчета

    Купить МИ 2483-98 — бумажный документ с голограммой и синими печатями. подробнее

    Распространяем нормативную документацию с 1999 года. Пробиваем чеки, платим налоги, принимаем к оплате все законные формы платежей без дополнительных процентов. Наши клиенты защищены Законом. ООО «ЦНТИ Нормоконтроль»

    Наши цены ниже, чем в других местах, потому что мы работаем напрямую с поставщиками документов.

    Способы доставки

    • Срочная курьерская доставка (1-3 дня)
    • Курьерская доставка (7 дней)
    • Самовывоз из московского офиса
    • Почта РФ

    Рекомендация устанавливает методику расчета норм погрешности баланса сдаваемой и принимаемой нефти в акционерных обществах по транспорту нефти.

    • Заменяет РД 39-0147103-308-88

    Оглавление

    1 Общие положения

    2 Методика расчета норм погрешности баланса

    3 Порядок использования норм погрешности баланса

    Приложение 1. Перечень исходных данных для расчета норм погрешности баланса сдаваемой и принимаемой нефти

    Приложение 2. Пример расчета норм погрешности баланса

    Этот документ находится в:

    • Раздел Экология
      • Раздел 75 ДОБЫЧА И ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ, ГАЗА И СМЕЖНЫЕ ПРОИЗВОДСТВА
        • Раздел 75.080 Нефтяные продукты в целом
    • Раздел Экология
      • Раздел 17 МЕТРОЛОГИЯ И ИЗМЕРЕНИЯ. ФИЗИЧЕСКИЕ ЯВЛЕНИЯ
        • Раздел 17.020 Метрология и измерения в целом
    • Раздел Строительство
      • Раздел Нормативные документы
        • Раздел Нормативные документы органов надзора
          • Раздел Нормативные документы Комитета Российской Федерации по стандартизации, метрологии и сертификации
    Читать еще:  Расчет по трудовому договору при увольнении

    Организации:

    Чтобы бесплатно скачать этот документ в формате PDF, поддержите наш сайт и нажмите кнопку:

    ВСЕСОЮЗНЫЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ
    МЕТРОЛОГИЧЕСКОЙ СЛУЖБЫ

    __________ А.И. Асташенков

    «8» ___августа___ 1998 г.

    ГОСУДАРСТВЕННАЯ СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ
    ЕДИНСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

    Нормы погрешности баланса сдаваемой и принимаемой нефти
    в акционерных обществах по транспорту нефти
    Методика расчета

    Институтом проблем транспорта энергоресурсов «ИПТЭР»

    А.Т. Гумеров д.т.н., И.С. Бронштейн, М.Г. Векштейн к.т.н., С.Я. Фарфель

    ЗАО «Центр МО» Акционерной компании по транспорту нефти «Транснефть»

    В.Б. Бельзецкий, Ю.А. Курдюмов

    18.08.98 г. Всероссийским научно-исследовательским институтом метрологической службы (ВНИИМС)

    20.08.98 г. ВНИИМС

    Взамен РД 39-0147103-308-88 «Нормы точности баланса сдаваемой и принимаемой нефти в территориальных управлениях магистральными нефтепроводами и в целом по Главтранснефти. Методика расчета»

    Настоящая рекомендация устанавливает методику расчета норм погрешности баланса сдаваемой и принимаемой нефти в акционерных обществах по транспорту нефти.

    1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

    1.1. Нормой погрешности баланса (или допускаемый дебаланс) сдаваемой и принимаемой нефти является величина допускаемой разницы между массами прихода и поставок нефти при составлении исполнительных материальных балансов.

    1.2. Величину допускаемого дебаланса определяют погрешностью средств измерений и методов определения составляющих массы прихода и поставок нефти.

    1.3. Определенные по настоящей рекомендации нормы служат для контроля за фактическими величинами потерь нефти при транспорте и хранении, а также за состоянием системы учета количества сдаваемой и принимаемой нефти.

    1.4. Нормы погрешности баланса сдаваемой и принимаемой нефти рассчитывают и усредняют по данным месячных или квартальных исполнительных балансов (в зависимости от принятой системы отчетности) за последний год, предшествующий расчету.

    1.5. Рассчитанные нормы погрешности подлежат пересмотру в случае изменения метрологических характеристик средств измерений или схемы учета нефти.

    2. МЕТОДИКА РАСЧЕТА НОРМ ПОГРЕШНОСТИ БАЛАНСА

    Норму погрешности баланса вычисляют как суммарную погрешность определения составляющих приходной и расходной частей баланса в процентах от массы нетто нефти по формуле

    где Z — норма погрешности баланса, %;

    ΔMxi — погрешность измерений массы нетто нефти, принятой от поставщика чрез i-й пункт учета нефти, тонна;

    ΔMyj — погрешность измерений массы нетто нефти, поставленной потребителю или смежному УМН через j-й пункт учета нефти, тонна;

    n, k — число пунктов учета нефти, через которые проводят прием и поставку нефти соответственно,

    Δmрез — погрешность определения величины изменения массы нефти в резервуарах, тонна;

    , — погрешности определения величины изменения массы нефти в трубопроводах, тонна;

    I, II — индексы, относящиеся к началу и концу отчетного периода, соответственно;

    ΔПΣ погрешность определения потерь нефти за отчетный период, тонна,

    Mp масса нетто нефти за отчетный период, тонна.

    1. Mp — это сумма поставок нефти всем потребителям (на основе первичных приемо-сдаточных и транспортных документов), изменения остатков нефти в резервуарах, трубопроводах и других емкостях, определенных при инвентаризациях на конец и начало отчетного периода, технологических и других потерь.

    2. Значение Z вычисляют до третьего знака после запятой. Окончательное значение округляют до второго знака после запятой.

    2.1. Значение Mp определяют по формуле

    где Myj — масса нетто нефти, переданная j-му потребителю и измеренная на j-м пункте учета нефти, тонна;

    k — число потребителей;

    mрез изменение остатков нефти в резервуарах, определенных при инвентаризации на начало и конец периода, тонна;

    N — число резервуаров;

    Mрез — масса нефти в резервуаре, тонна;

    mTP — изменение массы нефти в участках трубопровода, тонна;

    MTP — масса нефти в объеме участка трубопровода, тонна;

    l — число расчетных участков трубопровода;

    Пе — величина естественной убыли, обусловленной испарением нефти, тонна.

    2.2. Погрешность измерений массы нетто нефти, принятой от i-го поставщика и переданной j-му потребителю, определяют по формулам

    где Mxi — масса нетто нефти, измеренная на i-м пункте учета нефти за отчетный период, тонна,

    δMyj — относительная погрешность измерений массы нетто на i-м пункте учета, %;

    Myj — масса нетто нефти, измеренная на j-м пункте учета нефти за отчетный период, тонна;

    δMyj — относительная погрешность измерений массы нетто на j-м пункте учета, %.

    b — коэффициент размерности, равный 0,01, (%) -1 .

    — по УУН в соответствии с ГОСТ 26976-86 «Нефть и нефтепродукты. Методы измерения массы».

    — по резервуарам и другим емкостям в соответствии с руководящим документом «Инструкция по учету нефти при ее транспортировке» (утв. АК «Транснефть» от 01.03.95 г.).

    2.2.2. При проведении учетных операций по УУН значения δMxi и δMyj принимают равными значениям последнего определения суммарной относительной погрешности УУН.

    Читать еще:  Период работы для расчета отпускных

    Значения δMxi и δMyj не должны превышать ± 0,35 %.

    Определение суммарной относительной погрешности УУН выполняют в соответствии с рекомендацией МИ 312-95 «Суммарная погрешность автоматизированных узлов учета нефти с турбинными счетчиками».

    2.2.3. При проведении учетных операций по резервуарам значения δMxi и δMyj рассчитывают по математической модели для объемно-массового статического метода измерений массы нефти, приведенной в ГОСТ 26976-86 «Нефть и нефтепродукты. Методы измерения массы».

    Полученное значение не должно превышать ± 0,5 %.

    Примечание: Допускается при расчете DМxi и DМyj принимать значения δMxi и δMyj равными ± 0,5 %.

    2.3. Погрешность определения величины изменения массы нефти в резервуарах определяют по формуле

    где δMрез — относительная погрешность измерений массы нефти в резервуарах, %.

    Значение δMрез определяют в соответствии с п. 2.2.3 настоящей рекомендации.

    2.4. Изменение массы нефти, находящейся в трубопроводах, связано с заполнением или опорожнением отдельных его участков, а также с изменением средней плотности нефти и содержания балласта, за отчетный период.

    2.4.1. Погрешность определения величины изменения массы нефти в трубопроводах (за счет заполнения или опорожнения отдельных участков) определяют по формуле

    где δVTP относительная погрешность определения вместимости одного метра длины трубопровода (погрешность градуировки), %, δVTP = 2 · δd;

    δd — относительная погрешность определения внутреннего диаметра трубопровода, %;

    m — количество участков трубопровода;

    MIi, МIii — масса нетто нефти в i-м участке трубопровода на начало и конец отчетного периода соответственно, тонна.

    Значение δd принимают равным 0,7 % в соответствии с ГОСТ 20295-85 «Трубы стальные сварные для магистральных газотрубопроводов. Технические условия».

    Значения MIi, МIii определяют в соответствии с руководящим документом «Инструкция по учету нефти при ее транспортировке» (утв. АК «Транснефть» от 01.03.95 г.).

    2.4.2. Погрешность определения величины изменения массы нефти в трубопроводах при неизменной длине участков (за счет изменения средней плотности нефти и содержания балласта) на начало и конец отчетного периода определяют по формуле

    где δρcp — относительная погрешность определения средней плотности нефти в трубопроводе, %;

    δW — погрешность определения массовой доли воды в нефти, %.

    Значение δW для товарной нефти допускается принимать равным 0,19 %.

    Значение δρcp определяют по формуле

    где ρ1, ρ2 значения плотности нефти в начале и конце участка трубопровода на время проведения инвентаризации, кг/м 3 ;

    δρ1, δρ2 — относительная погрешность измерений плотности нефти на концах трубопровода, %.

    В случае идентичности методов измерений плотности на концах участков трубопровода принимают

    где Dρ погрешность лабораторного метода или поточного средства измерений плотности, кг/м 3 ;

    ρи — измеренное значение плотности, кг/м 3 .

    Если за период времени, соответствующий заполнению рассматриваемого участка непосредственно перед инвентаризацией, отмечается изменение плотности нефти в начале участка более, чем, на 5 кг/м 3 , то значение δρср определяют по формуле

    где Dρ — погрешность лабораторного метода или поточного средства измерений плотности в начальном пункте участка трубопровода, кг/м 3 ;

    ρср — средняя плотность нефти в трубопроводе, кг/м 3 .

    Значение ρср определяют в соответствии с руководящим документом «Инструкция по учету нефти при ее транспортировке (утв. АК «Транснефть» от 01.03.95 г.).

    2.5. Погрешность определения потерь нефти за счет естественной убыли, обусловленной испарением нефти, определяют по формуле

    где g — коэффициент, определяемый эмпирическим методом; предельное значение не должно превышать 0,1.

    Значение погрешности определения потерь нефти за отчетный период определяют по формуле

    2.6. При расчете норм погрешности не учитывают погрешности определения разовых потерь и расходов нефти на собственные нужды в случае, если их весовая доля не превышает 0,1 % от общей массы поставок.

    3. ПОРЯДОК ИСПОЛЬЗОВАНИЯ НОРМ ПОГРЕШНОСТИ БАЛАНСА

    3.1. Рассчитанные по настоящей рекомендации нормы погрешности баланса используют при разработке исполнительных балансов нефти как нормируемое значение положительного и отрицательного дебаланса.

    3.2. В случае, когда величина дебаланса превышает соответствующее нормируемое значение, то величину этого превышения записывают в исполнительном балансе как недостачу или как излишки.

    ПРИЛОЖЕНИЕ 1

    Перечень исходных данных для расчета норм погрешности баланса сдаваемой и принимаемой нефти

    1. Месячный (квартальный) приход нефти (масса нетто), учтенный каждым пунктом учета нефти при приеме (Mxi). Данные представляют за 12 месяцев (четыре квартала) по форме 1.

    2. То же для пунктов учета нефти при сдаче (Myi).

    Наименование пункта учета нефти (номер, размещение)

    Характеристика ТКО (по УУН или резервуарам)

    Масса нетто нефти, учтенной за месяц (квартал), %

    Ссылка на основную публикацию
    Adblock
    detector