Проведение измерений

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:

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 следует отбирать пробы через каждые 2 часа из автоцистерн.

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:

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:

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:

2.24. Плотность нефтепродукта по отобранным пробам определяется в лаборатории или на месте отбора проб по ГОСТ 3900-85.

2.25. Исключен. - Письмо Госкомнефтепродукта СССР от 30.11.1987 N 04-21/760.

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.