Присоединяйтесь!
Зарегистрированных пользователей портала: 506 824. Присоединяйтесь к нам, зарегистрироваться очень просто →
Законодательство
Законодательство

"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)

Дата документа15.08.1985
Статус документаДействует
МеткиИнструкция · Перечень

    

УТВЕРЖДАЮ
Заместитель Председателя
Госкомнефтепродукта СССР
А.Д.РУДКОВСКИЙ
15 августа 1985 г. N 06/21-8-446

ИНСТРУКЦИЯ
О ПОРЯДКЕ ПОСТУПЛЕНИЯ, ХРАНЕНИЯ, ОТПУСКА И УЧЕТА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ НА НЕФТЕБАЗАХ, НАЛИВНЫХ ПУНКТАХ И АВТОЗАПРАВОЧНЫХ СТАНЦИЯХ СИСТЕМЫ ГОСКОМНЕФТЕПРОДУКТА СССР

Введение

1. Общие положения

2. Методы и средства измерений нефти и нефтепродуктов

Объемно - массовый метод измерений

Таблица 2.1

Средства измерений Стандарт Пределы измерений Погрешность
1. 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
2. Метроштоки типа МШР и составные типа МШС ГОСТ 18987-73 0 - 3300 мм По всей длине +/- 2 мм, от начала до середины шкалы +/- 1 мм
3. 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.
    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.
 

 
    2.15. Уровень нефтепродуктов в резервуарах можно измерять рулеткой с грузом или уровнемерами с местным отсчетом или дистанционной передачей показаний на пульт в операторную; показания необходимо считывать с точностью до 1 мм; место касания груза на днище резервуара должно быть горизонтальным и жестким. При измерениях в горизонтальных резервуарах нижний конец метроштока или груза рулетки должен попадать на нижнюю образующую резервуара. Стабильность точки отсчета контролируется базовой высотой. В случае изменения базовой высоты необходимо выяснить причину этого изменения и устранить ее.
    2.16. Уровень нефтепродукта необходимо измерять дважды. Измерительную ленту с грузом или метрошток следует опускать медленно, не допуская волн на поверхности нефтепродукта и ударов о днище резервуара. Лента рулетки должна находиться все время в натянутом состоянии, а метрошток - в строго вертикальном положении. Измерения проводят при установившемся уровне нефтепродукта и отсутствии пены.
    Показания рулетки или метроштока отсчитывают с точностью до 1 мм сразу по появлении смоченной части рулетки или метроштока над измерительным люком.
    Если расхождения превышают 1 мм, измерения необходимо повторить.
    Ленту рулетки или метрошток до и после измерений необходимо протереть мягкой тряпкой насухо.
    2.17. 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.
    2.18. При измерении уровня нефтепродукта в горизонтальных резервуарах необходимо вносить поправку на уклон резервуара по формуле:
 
    ДЕЛЬТА h = +/- n x l, (2.1)
 
    где n - уклон оси резервуара;
    l - расстояние от точки измерения уровня до середины резервуара, мм;
    знак (-) - если уклон в сторону люка;
    -"- (+) - если уклон от люка.
    Допустимый уклон резервуара не более 1:1000.
    Пример: В резервуаре V - 75 куб. м расстояние от измерительного люка до середины резервуара l - 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
    ДЕЛЬТА h = n x l = -3870 x 0,005 = -19 мм
    Исправленный уровень:
    воды hb = 35 - 19 = 16 мм
    нефтепродукта и воды общий h = 3200 - 19 = 3181 мм.
 
    2.19. 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.
    2.20. 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.
    2.21. 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 2517-80.
    В стационарных резервуарах для отбора проб должны применяться сниженные пробоотборники по ГОСТ 13196-77 или ручные пробоотборники по ГОСТ 2517-80.
    Для отбора точечных проб пробоотборник опускается на заданный уровень и выдерживается в течение 5 минут.
    2.22. При наливе автоцистерн на нефтебазах для определения плотности пробы из резервуаров следует отбирать через каждые два часа.
    2.23. Температура нефтепродуктов определяется в течение 1 - 3 минут после извлечения каждой точечной пробы или в средней пробе, отобранной 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.
    Отсчитывается температура 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 2517-80.
    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:
 

t ср. = tв + 3tс + tн , (2.2)
5

 
    где: tв - температура точечной пробы верхнего слоя в град. C;
    tс - температура точечной пробы среднего слоя в град. C;
    tн - температура точечной пробы нижнего слоя в град. C.
    При дистанционном измерении средней температуры нефтепродукта в резервуаре термометрами сопротивлений температура в пробах не измеряется.
    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:
 

t ср. = tв + 6tс + tн (2.3)
8

 
    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:
 

t ср. = 3tс + tн (2.4)
4

 
    2.24. Плотность нефтепродукта по отобранным пробам определяется в лаборатории или на месте отбора проб по ГОСТ 3900-47.
    2.25. 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.
    2.26. 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.
    2.27. Масса принятого (отпущенного) нефтепродукта в резервуарах с понтонами или плавающими 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.
    2.28. 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, так как это ведет к большим погрешностям при определении массы нефтепродукта.
    2.29. При определении количества нефтепродуктов в резервуарах с понтонами или плавающими крышами должны вноситься поправки в соответствии с ГОСТ 8.380-80.
    2.30. 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.
 

 
    2.31. Масса нефтепродуктов определяется по формуле:
 
    Мпр = М1пр = М2пр1 = ptср x (V1 - V2), (3.5)
    
    где: V1 и V2 - объем нефтепродукта при температуре измерения уровня, куб. м в начале и конце товарной операции;
    ptср - средняя плотность нефтепродукта при температуре измерения уровня, кг/куб. м.
    Объем нефтепродукта определяется вычитанием объема подтоварной воды из общего объема. Содержание воды в нефтепродукте (в процентах) определяется по ГОСТ 2477-65 и масса ее вычитается из массы нефтепродукта.
    Для нефти, кроме наличия воды, определяется содержание хлористых солей (в процентах) по ГОСТ 21534-76 и механических примесей по ГОСТ 6370-83.
    Масса воды, солей и механических примесей вычитается из массы нефтепродуктов.
 

Массовый метод измерений

Ведется подготовка документа. Ожидайте