Appendice n. 4

alle Regole per il trasporto di merci liquide alla rinfusa in vagoni cisterna
e carri tipo bunker per il trasporto di bitume oleoso

La procedura per determinare la massa di petrolio e prodotti petroliferi nei vagoni cisterna mediante il metodo di calcolo

Questa appendice fornisce la procedura per determinare la massa del petrolio e dei prodotti petroliferi nei vagoni cisterna utilizzando il metodo statico volume-massa, che comprende il campionamento per determinare la temperatura e la densità del carico, la misurazione dell'altezza di carico e il calcolo della massa del carico in il vagone cisterna.

1. La quantità dei prodotti al momento della spedizione e dell'accettazione è determinata con il metodo statico volume-massa, cioè misurando l'altezza di caricamento del prodotto petrolifero nel serbatoio con un'asta di misurazione, determinando il volume utilizzando tabelle di calibrazione, misurando il densità e successivo calcolo della massa del prodotto petrolifero.

È consentito determinare la massa del carico in una cisterna ferroviaria pesando la tara e la massa lorda su una bilancia da carrozza e quindi determinando la massa netta.

2. La procedura per il campionamento, determinando la temperatura media del volume e la densità del prodotto petrolifero versato in un serbatoio ferroviario.

2.1. Per determinare la temperatura media del volume e la densità del carico, vengono prelevati campioni dai vagoni cisterna secondo GOST 2517 "Petrolio e prodotti petroliferi. Metodi di campionamento". Un campione puntuale dal vagone cisterna viene prelevato con un campionatore portatile da un livello situato ad un'altezza di 0,33 del diametro interno del serbatoio, contando dalla generatrice inferiore della caldaia. La procedura di campionamento è mostrata in Fig. 1. I livelli di campionamento puntuale dai vagoni cisterna situati nella flotta operativa della rete sono riportati nella tabella. 1.

Riso. 1 Schema di campionamento dei prodotti petroliferi dai serbatoi ferroviari

Tabella 1

Livelli di campionamento dei prodotti petroliferi dai serbatoi ferroviari (secondo GOST 2517)

Tipo di calibrazione del serbatoio	14	15	16	17	18	24	25	25a	31	53, 53a	61	62*	62	63	66	67	69	70	71	72
	209	209	210	210	208	210	218,5	220,5	218,5	218,5	217,5	212,5*	217,5	243	217,5	218,5	232,5	232,5	225,5	231

Tipo di calibrazione del serbatoio	79	80	81	82	83	85	86	87	88	89	90	91	92	93	94	95	96	99	100	101
Livelli di prelievo, contando dal bordo superiore del collo del pozzetto (tappo), cm	205	210	204	215	212	204	204	204	204	207	217,5	206	217,5	217,5	204	204	204	204	208	217,5

Nota:* - Per serbatoi con altezza tappo 85 mm.

2.2. I campionatori portatili (Fig. 2) per il campionamento di prodotti petroliferi devono essere dotati di coperchi o tappi che ne garantiscano la tenuta e possano essere facilmente aperti ad un determinato livello. La massa del campionatore portatile deve essere sufficiente a garantirne l'immersione nel prodotto petrolifero

2.3. Prima di ogni campionamento è necessario ispezionare il campionatore per identificare eventuali difetti nel corpo, tappi, coperchi, guarnizioni che violano la tenuta del campionatore, nonché la presenza di liquidi e oggetti estranei. Per evitare la contaminazione, i campionatori portatili vengono trasportati in coperture, custodie o altri imballaggi.

Riso. 2 Campionatore portatile

2.4. Il campionatore chiuso viene abbassato ad un determinato livello secondo la tabella. 1 in modo che il foro attraverso il quale viene riempito si trovi al livello indicato in Fig. 1. Quando si misura la temperatura e la densità di un prodotto petrolifero, mantenere il campionatore ad un determinato livello per almeno 5 minuti prima di riempirlo, aprire il coperchio o il tappo, riempire il campionatore e sollevarlo.

2.5. La bottiglia con il campione selezionato del prodotto petrolifero facilmente evaporabile viene rimossa dal telaio, sigillata ermeticamente e viene inserita una bottiglia asciutta e pulita per prelevare il campione successivo.

2.6. Campioni puntuali da diversi serbatoi con prodotti petroliferi della stessa marca vengono prelevati da un serbatoio ogni quattro, ma non meno di due serbatoi. Quando si scaricano prodotti petroliferi di marche diverse o prodotti petroliferi della stessa marca, ma con passaporti (certificati) di qualità diversi dello speditore, i campioni vengono prelevati e analizzati separatamente. Da ciascun serbatoio vengono prelevati campioni puntuali di prodotti petroliferi destinati all'esportazione o allo stoccaggio a lungo termine.

2.7. Quando si eseguono lavori di campionamento, norme di sicurezza e sicurezza antincendio quando si maneggiano prodotti petroliferi.

I campionatori portatili devono essere realizzati in materiale che non produca scintille all'impatto (alluminio, bronzo, ottone, ecc.). Per evitare l'inalazione di vapori nocivi di prodotti petroliferi, è necessario stare con le spalle al vento durante il prelievo dei campioni. Il campionamento dei prodotti petroliferi deve essere effettuato con la presenza di almeno due persone.

Sulle scaffalature di carico e scarico devono essere installate lampade antideflagranti. Il campionamento deve essere effettuato indossando indumenti e scarpe speciali realizzati con materiali che non accumulino elettricità statica.

Per collegare il campionatore è necessario utilizzare cavi metallici flessibili e antiscintilla, nonché corde (funi) di materiali non elettricamente conduttivi, sulla cui superficie è collegato un conduttore metallico a trefolo, antiscintilla e non isolato. il campionatore deve essere allegato. Il cavo o il conduttore deve essere messo a terra prima del campionamento.

2.8. Un campione di prodotto petrolifero da una cisterna ferroviaria può essere prelevato 10 minuti dopo la fine del suo carico. È vietato prelevare campioni di prodotti petroliferi durante un temporale.

2.9. Per determinare la massa del carico utilizzando il metodo statico volume-massa, è necessario conoscere la densità del liquido nel serbatoio alla temperatura di riempimento. La densità di un liquido è la sua massa per unità di volume. Secondo il sistema internazionale delle unità SI, come unità di misura della densità viene utilizzato il chilogrammo per metro cubo (kg/m3). Per scopi pratici è consentito misurare la densità in grammi per centimetro cubo (g/cm3). La densità del carico liquido è determinata secondo GOST 3900 "Petrolio e prodotti petroliferi. Metodi per determinare la densità" utilizzando idrometri (Fig. 3) o altri strumenti di misurazione speciali.

Riso. 3 Idrometro

L'idrometro è un tubo 1 sigillato su entrambi i lati, allargato verso il basso. Nella stretta parte superiore dell'idrometro è presente la scala 2, ciascuna divisione della quale corrisponde a 0,0005 g/cm 3. Nella parte allargata del dispositivo è possibile posizionare un termometro con una scala di 3. L'idrometro per l'olio è prodotto secondo GOST 18481.

Il prodotto petrolifero destinato a determinare la densità viene versato in un cilindro di vetro stabile (secondo GOST 18481), la cui altezza deve essere maggiore della lunghezza dell'idrometro. Un idrometro pulito e asciutto viene accuratamente immerso nel liquido di prova in modo uniforme e rigorosamente verticale, sostenendolo per l'estremità superiore, evitando di bagnare la parte del tubo situata sopra il livello del liquido. È necessario assicurarsi che l'idrometro non tocchi le pareti e il fondo del cilindro.

Dopo le oscillazioni verticali della battuta dell'idrometro, si effettua una lettura lungo il bordo superiore 2 del menisco del prodotto petrolifero, cioè lungo il limite di bagnabilità del tubo dell'idrometro 1 (Fig. 4).

La lettura dell'idrometro viene misurata con una precisione di 0,0005 g/cm 3 , e l'occhio dell'osservatore deve trovarsi al livello del menisco liquido.

Contemporaneamente alla misurazione della densità, la temperatura del prodotto petrolifero viene determinata utilizzando un termometro idrometro o un termometro separato (secondo GOST 400).

La temperatura del prodotto viene misurata in tutti i casi direttamente nel serbatoio immediatamente dopo aver rimosso il campionatore dal serbatoio. È necessario assicurarsi che il termometro non tocchi le pareti e il fondo del cilindro. La determinazione della densità di un prodotto petrolifero direttamente nel sito di campionamento è consentita solo se sono soddisfatte le seguenti condizioni:

• è presente una piattaforma orizzontale piana e stabile, non soggetta ad urti e comoda per effettuare le misurazioni;
• gli strumenti di misura sono completamente protetti dal vento e dalle precipitazioni.

Se le condizioni specificate non sono soddisfatte, la densità del campione di prodotto petrolifero selezionato viene determinata in una stanza chiusa con la successiva riduzione obbligatoria del valore di densità ottenuto alla densità del prodotto petrolifero alla temperatura volumetrica media del carico nel serbatoio .

2.10. La densità dei prodotti petroliferi dipende dalla temperatura, diminuendo con l'aumentare e aumentando con il diminuire della temperatura, pertanto, per il confronto dei valori numerici, è stata presa la densità determinata a 20°C.

In pratica, il prodotto petrolifero viene spedito o ricevuto per lo scarico ad una temperatura diversa da 20°C, pertanto, per stabilire la conformità al passaporto di qualità (certificato) del fornitore o alle norme tecniche previste dal GOST o dal TU, la densità determinata da un idrometro in un campione proveniente da cisterne ferroviarie viene convertito in densità a 20°C, utilizzando i dati delle tabelle GOST 3900.

Il passaporto di qualità (certificato) contiene i dati sulla densità del prodotto petrolifero alla temperatura di +20°C. Quindi la densità del prodotto petrolifero ρt, [g/cm 3 ] a qualsiasi temperatura T può essere determinato dalla formula:

Dove ρ20- densità del prodotto petrolifero alla temperatura di 20°C secondo il passaporto di qualità (certificato), g/cm 3 ;
α - correzione termica della densità per 1°C, g/cm 3 .

La correzione della temperatura a viene determinata in base alla densità del prodotto oleoso ad una temperatura di 20°C secondo la tabella. 2.

Tabella 2

Densità del prodotto petrolifero a 20°C, g/cm3	0,6900 ÷ 0,6999	0,7000 ÷ 0,7099	0,7100 ÷ 0,7199	0,7200 ÷ 0,7299	0,7300 ÷ 0,73999	0,7400 ÷ 0,7499	0,7500 ÷ 0,7599	0,7600 ÷ 0,7699	0,7700 ÷ 0,7799	0,7800 ÷ 0,7899	0,7900 ÷ 0,7999	0,8000 ÷ 0,8099	0,8100 ÷ 0,8199	0,8200 ÷ 0,8299	0,8300 ÷ 0,8399	0,8400 ÷ 0,8499	0,8500 ÷ 0,8599	0,8600 ÷ 0,8699	0,8700 ÷ 0,8799	0,8800 ÷ 0,8899	0,8900 ÷ 0,8999
	9,10	8,97	8,84	8,70	8,57	8,44	8,31	8,18	8,05	7,92	7,78	7,65	7,52	7,38	7,25	7,12	6,99	6,86	6,73	6,60	6,47

2.11. Talvolta i documenti di accompagnamento indicano la densità del prodotto petrolifero, determinata ad una temperatura di +15°C. Se non sono disponibili dati sulla densità del carico a 20°C, si utilizza la formula per confrontare la densità del prodotto petrolifero alla sua temperatura reale con la densità a 15°C:

In questo caso, la correzione della temperatura della densità di 1°C a viene effettuata secondo i dati in tabella. 3.

Tabella 3

Correzioni della temperatura media per la densità dei prodotti petroliferi

Densità del prodotto petrolifero a 15°C, g/cm3	0,6945 ÷ 0,7044	0,7045 ÷ 0,7143	0,7144 ÷ 0,7243	0,7244 ÷ 0,7343	0,7344 ÷ 0,7442	0,7443 ÷ 0,7541	0,7542 ÷ 0,7640	0,7641 ÷ 0,7740	0,7739 ÷ 0,7839	0,7840 ÷ 0,7938	0,7939 ÷ 0,8039	0,8038 ÷ 0,8137	0,8138 ÷ 0,8236	0,8237 ÷ 0,8336	0,8337 ÷ 0,8435	0,8436 ÷ 0,8535	0,8536 ÷ 0,8634	0,8635 ÷ 0,8733	0,8734 ÷ 0,8832	0,8833 ÷ 0,8932	0,8933 ÷ 0,9031
Correzione della temperatura per 1°C, (·10 -4) g/cm 3	9,10	8,97	8,84	8,70	8,57	8,44	8,31	8,18	8,05	7,92	7,78	7,65	7,52	7,38	7,25	7,12	6,99	6,86	6,73	6,60	6,47

3. La procedura per determinare il volume del liquido in un serbatoio ferroviario.

3.1. Il volume del liquido nei serbatoi viene determinato secondo le "Tabelle di taratura per cisterne ferroviarie", in base al tipo di taratura del serbatoio e all'altezza di riempimento.

Il tipo di taratura del serbatoio è indicato solo da numeri metallici standard saldati sulla superficie laterale della caldaia sotto il numero del serbatoio.

3.2. L'altezza di carico del prodotto petrolifero è determinata da uno speciale dispositivo di misurazione: un'asta di misurazione, che è un tubo composito di metallo con una lunghezza della scala fino a 3,5 m. Il prezzo della divisione della scala più piccola è di 1 mm.

3.3. L'altezza di riempimento viene misurata in due punti opposti del passo d'uomo (tappo) lungo l'asse longitudinale del serbatoio almeno due volte in ciascun punto. Per effettuare le misurazioni, l'asta del contatore viene abbassata dolcemente e rigorosamente verticalmente attraverso il tombino fino alla generatrice inferiore della caldaia. È necessario evitare urti violenti sul fondo del serbatoio e accertarsi che l'asta del contatore non appoggi contro parti sporgenti del serbatoio e del dispositivo di scarico universale, scale o altri corpi estranei. Abbassata fino al contatto con la generatrice inferiore della caldaia, l'asta del contatore viene rimossa in modo rapido e fluido. L'altezza di riempimento in centimetri viene misurata lungo la linea di bagnatura dell'asta del contatore con il prodotto oleoso. La discrepanza tra due letture di misurazione non deve superare 0,5 cm, altrimenti la misurazione viene ripetuta. La media aritmetica dei risultati delle misurazioni effettuate in due punti opposti viene presa come altezza di caricamento del prodotto petrolifero. Il risultato ottenuto viene arrotondato al centimetro più vicino: un valore inferiore a 0,5 cm viene scartato e 0,5 cm o più vengono considerati come un centimetro intero.

3.4. Quando si misura l'altezza di riempimento dei prodotti petroliferi leggeri (soprattutto benzina), si consiglia di strofinare con il gesso la scala dell'asta del contatore nell'area della lettura prevista per determinare meglio la linea di bagnatura.

3.5. In base all'altezza di riempimento risultante in centimetri per ciascun tipo di calibrazione, il volume del prodotto petrolifero versato viene determinato utilizzando la tabella di calibrazione corrispondente.

L'accuratezza della determinazione della massa del carico nel serbatoio dipende dalla corretta misurazione dell'altezza di carico, della densità e della temperatura del prodotto petrolifero.

3.6. Calcolo della massa dei prodotti petroliferi nei serbatoi mediante il metodo statico volume-massa.

Per determinare la massa di un prodotto petrolifero utilizzando questo metodo, è necessario:

• misurare l'altezza di riempimento con un metro;
• prelevare un campione del prodotto da un livello corrispondente a 0,33 del diametro della vasca, contando dalla generatrice inferiore della caldaia;
• subito dopo aver prelevato il campione dal serbatoio, misurare con un idrometro la temperatura media volumetrica e la densità del prodotto oleoso;
• stabilire il tipo di taratura del serbatoio in base alla corrispondente segnaletica presente sulla sua caldaia;
• in base all'altezza di riempimento misurata, determinare il volume del prodotto oleoso utilizzando l'apposita tabella di calibrazione;
• calcolare la massa del prodotto petrolifero nel serbatoio moltiplicando il volume del prodotto petrolifero determinato dalle tabelle di calibrazione per la sua densità alla temperatura volumetrica media nel serbatoio.

3.7. Gli strumenti utilizzati per determinare la massa dei prodotti petroliferi (termometro, idrometro, asta misuratrice) devono essere verificati e avere i timbri e i certificati appropriati del verificatore statale.

3.8. Un esempio di determinazione della massa del carico liquido mediante calcolo.

Dati iniziali. Il prodotto petrolifero viene trasportato in un serbatoio di taratura tipo 62. Altezza di carico fissata da un'asta metrica: 2746 mm. Densità del prodotto petrolifero alla temperatura di +20°C, secondo il certificato di qualità: 0,824 g/cm 3 . Temperatura del carico nel serbatoio secondo le misurazioni: -12°C. È necessario determinare la massa del prodotto petrolifero trasportato. La massa del prodotto petrolifero è determinata dalla formula:

Dove V- volume del carico nell'auto, dm 3;
ρ - densità del carico, kg/dm 3.

Il volume del carico ad un'altezza di riempimento di 275 cm (secondo le regole di arrotondamento, 274,6 cm viene arrotondato a 275 cm) per questo tipo di cisterna secondo la tabella di calibrazione (tipo 62) è 69860 dm 3.

Densità del prodotto petrolifero ad una data temperatura:

1. La differenza di temperatura determinata è +20°C - (-12°C) = 32°C;
2. La correzione della temperatura per 1°C secondo la Tabella 2 delle correzioni della temperatura media per la densità dei prodotti petroliferi per una densità di 0,8240 kg/dm 3 sarà 0,000738 kg/dm 3 ;
3. pertanto a 32°C sarà 0,000738´32 = 0,023616 kg/dm 3, ovvero arrotondato 0,0236 kg/dm 3;
Con una temperatura del carico superiore a +20°C, dal valore di densità a +20°C e quando la temperatura del prodotto oleoso nel serbatoio è inferiore a +20°C viene sottratto il prodotto risultante (0,0236 kg/dm3). , al prodotto risultante viene aggiunto il valore di densità a +20 °C.

Punto 5, 6

Per determinare la densità del petrolio e dei prodotti petroliferi alla temperatura nel serbatoio durante la misurazione del suo volume, viene utilizzato GOST 3900-85 (Modifica n. 1).

La sequenza per determinare la densità del petrolio e dei prodotti petroliferi alla temperatura di misurazione del volume del serbatoio. Esempio:

La densità del prodotto petrolifero a +20 °C è 0,652. La temperatura del prodotto oleoso nel serbatoio è +27,5 °C. Determinare la densità del prodotto oleoso alla temperatura di +27,5°C.

Per convertire la densità di un prodotto petrolifero misurato a 20 0 C in una densità di +27,5 0 C è necessario:

2. Nella riga “+27,5 0 C”, trovare il valore numerico della densità del prodotto a 20°C (0,652) vicino a quello rilevato nel 5° workshop (0,647).

3. La deviazione del valore trovato nella tabella dal valore di laboratorio è 0,652-0,647=0,005

4. Utilizzando la colonna del valore più vicino trovato nella tabella (0,647) nella riga "Densità sulla scala dell'idrometro, g/cm3" troviamo l'indicatore - 0,640. Questo indicatore è un valore di densità dell'idrometro arrotondato.

5. Al valore di densità arrotondato secondo l'idrometro (0,640) aggiungiamo lo scostamento riscontrato al punto 3 (0,005): 0,640+0,005=0,645. Il valore trovato è la densità del petrolio o del prodotto petrolifero alla temperatura alla quale se ne misura il volume.

3.5 CALCOLO DEL PESO DELL'OLIO E DEI PRODOTTI OLEOSI NEL SERBATOIO.

La massa del petrolio o del prodotto petrolifero è determinata dalla formula:

dove: m – massa di olio o prodotto petrolifero nel serbatoio;

c è la densità dell'olio o del prodotto petrolifero nel serbatoio alla temperatura di misurazione del volume (immersione);

V è il volume dell'olio o del prodotto petrolifero nel serbatoio;

§ misura del serbatoio – 650 cm;

§ densità di laboratorio a 20 0 C - 0,652 g/cm 3 ;

§ temperatura dell'olio o del prodotto oleoso nel serbatoio – +27,5 0 C.

Determinare la massa di olio o prodotto petrolifero nel serbatoio:

§ Trovare la densità dell'olio o del prodotto petrolifero nel serbatoio alla temperatura alla quale viene misurato il loro volume (c):

§ secondo il paragrafo 3.4, la densità del petrolio o del prodotto petrolifero alla temperatura di 27,5 0 C e la densità di laboratorio a 20 0 C 0,652 è pari a 0,645 (c = 0,645).

§ individuare il volume dell'olio o del prodotto petrolifero presente nel serbatoio (V):

§ ai sensi del paragrafo 2.1, utilizzando le tabelle di calibrazione, troviamo il volume di olio o prodotto oleoso nel serbatoio corrispondente alla misura di 650 cm3. – 755.726 m3.

§ Sostituire i valori trovati nella formula 2.1:

m = 0,645*755,726 = 487t

3.6. DETERMINAZIONE DEL PESO DI PETROLIO E PRODOTTI PETROLIFERI MEDIANTE RADAR e servosensore.

3.6.1. Sistemi moderni la misurazione e il controllo di livello, volume, massa, temperatura del tipo radar "TANK SAAB RADAR", "VM-100" e servosensori del tipo "Enraf" consentono di trasmettere informazioni alla stazione di lavoro di un sistema di controllo distribuito, così come attraverso software controllare, conservare registrazioni, segnalare guasti e altri parametri necessari per il mantenimento del processo tecnologico.

3.6.2. Il gestore delle aree merceologiche monitora il processo tecnologico, vale a dire:

§ osserva sul monitor della postazione un gruppo di serbatoi in fase di riempimento, controlla la velocità di movimento del prodotto petrolifero, cfr. limite di download t, massimo e minimo;

§ esamina singolarmente ogni serbatoio e determina: nome del prodotto, livello, cfr. t, portata m 3 /ora, densità a 20 0 C, tonnellaggio;

§ per ogni serbatoio esiste un archivio in cui vengono memorizzati i dati - questo è il livello, cfr. t, volume, tempo;

§ man mano che vengono ricevute nuove analisi per i prodotti petroliferi, riempie le densità a 20 0 C di tutti i serbatoi;

§ genera un report sulla presenza di prodotti petroliferi in tutti i serbatoi.

CONSIGLIO INTERSTATALE PER LA STANDARDIZZAZIONE, LA METROLOGIA E LA CERTIFICAZIONE
(MGS)

CONSIGLIO INTERSTATALE PER LA STANDARDIZZAZIONE, LA METROLOGIA E LA CERTIFICAZIONE
(ISC)

Prefazione

Gli obiettivi, i principi di base e la procedura di base per lo svolgimento dei lavori sulla standardizzazione interstatale sono stabiliti da GOST 1.0-92 “Sistema di standardizzazione interstatale. Disposizioni di base" e GOST 1.2-97 "Sistema di standardizzazione interstatale. Standard interstatali, regole, raccomandazioni per la standardizzazione interstatale. Procedura di elaborazione, accettazione, aggiornamento e cancellazione"

Informazioni standard

1 SVILUPPATO dall'impresa unitaria dello Stato federale "Istituto di ricerca panrusso per la misurazione del flusso" (FSUE VNIIR)

2 INTRODOTTO dall'Agenzia federale per la regolamentazione tecnica e la metrologia

3 ADOTTATO dal Consiglio interstatale di standardizzazione, metrologia e certificazione (Protocollo n. 36 del 26 gennaio 2009)

Nome abbreviato del paese secondo MK (ISO 3166) 004-97	Codice paese secondo MK (ISO 3166) 004-97	Nome abbreviato dell'organismo nazionale di normalizzazione
Azerbaigian	dalla A alla Z	Azstandard
Armenia	SONO	Ministero del Commercio e dello Sviluppo Economico
Bielorussia	Nell'Y	Stendardo statale della Repubblica di Bielorussia
Georgia	G E	Gruzstandard
Kazakistan	A Z	Gosstandart della Repubblica del Kazakistan
Kirghizistan	A G	Standard kirghiso
Moldavia		Standard Moldavia
Federazione Russa		Agenzia federale per la regolamentazione tecnica e la metrologia
Tagikistan		Standard tagico
Uzbekistan		Uzstandard
Ucraina		Gospotrebstandart dell'Ucraina

4 Con ordinanza dell'Agenzia federale per la regolamentazione tecnica e la metrologia del 18 giugno 2009 n. 195-st, le raccomandazioni per la standardizzazione interstatale RMG 86-2009 sono state attuate come raccomandazioni per la metrologia Federazione Russa dal 1 gennaio 2010

5 Queste raccomandazioni sono state sviluppate sulla base delle raccomandazioni sulla metrologia della Federazione Russa MI 2951-2005 “ Sistema statale garantire l’uniformità delle misurazioni. Massa d'olio. Metodologia per l'esecuzione di misurazioni in serbatoi verticali nel principale sistema di trasporto di oleodotti"

6 INTRODOTTO PER LA PRIMA VOLTA

Le informazioni sull'entrata in vigore (cessazione) di queste raccomandazioni sono pubblicate nell'indice informativo “ Norme nazionali».

Le informazioni sulle modifiche a queste raccomandazioni sono pubblicate nell'indice informativo "Norme nazionali" e il testo delle modifiche - nei cartelli informativi “Norme nazionali”. In caso di revisione o cancellazione di tali raccomandazioni, le relative informazioni saranno pubblicate nell’indice informativo “Norme Nazionali”

Sistema statale per garantire l'uniformità delle misurazioni

MASSA DELL'OLIO
METODO DI ESECUZIONE DELLE MISURE IN SERBATOIO VERTICALE
NEL SISTEMA DI TRASPORTO PRINCIPALI OLEODOTTI

Disposizioni fondamentali

Sistema statale per garantire l'uniformità delle misurazioni. Massa di petrolio.
Procedura di misura in serbatoi verticali nei principali sistemi Petrowire. Proposizioni fondamentali

DAUNintroduzioni - 2010-01-01

1 Area di applicazione

1.1 Queste raccomandazioni si applicano ai serbatoi cilindrici verticali in acciaio dei tipi RVS, RVSP, RVSPK e ai serbatoi cilindrici e rettangolari in cemento armato dei tipi ZhBR, ZhBRP, ZhBRPK (di seguito denominati serbatoi) con una capacità nominale fino a 50.000 m 3 .

1.2 Le raccomandazioni stabiliscono una metodologia per misurare la massa del petrolio commerciale (di seguito denominato petrolio) nei serbatoi durante l'esecuzione di operazioni contabili nel principale sistema di trasporto di oleodotti di Transneft JSC, compresa la ricezione del petrolio dai caricatori e la sua consegna ai destinatari .

2 Riferimenti normativi

6.9 Gli strumenti di misura utilizzati durante l'esecuzione delle misurazioni devono essere certificati (certificati, iscritti nel registro statale) nel paese di utilizzo e riconosciuti dai paesi che partecipano alle operazioni di accettazione.

6.10 Gli strumenti di misura utilizzati devono avere certificati di verifica validi, emessi in conformità con i requisiti dei relativi metodi di verifica, e (o) marchi di verifica.

7 Requisiti di qualificazione dell'operatore

Possono effettuare misurazioni le persone che soddisfano i seguenti requisiti:

Coloro che hanno completato la formazione, l'istruzione sul posto di lavoro e il tirocinio nella loro specialità, hanno ricevuto la qualifica di operatore merceologico di almeno la quarta categoria e hanno il permesso di lavorare in modo indipendente;

8 Requisiti di sicurezza

8.1 I serbatoi (parchi serbatoi) inclusi nelle stazioni di pompaggio del petrolio e nei depositi di trasferimento del petrolio sono classificati come impianti di produzione pericolosi.

8.2 Quando si misura la massa dell'olio nei serbatoi, possono essere presenti i seguenti fattori di produzione pericolosi e dannosi:

Formazione di un'atmosfera esplosiva.

A questa categoria appartiene, a seconda del grado di pericolo di esplosione, una miscela di vapori d'olio e aria II A, gruppo T3 (“Norme per gli impianti elettrici”).

Inquinamento atmosferico nell'area di lavoro.

In termini di grado di impatto sul corpo umano (tossicità), l'olio, a seconda del contenuto di idrogeno solforato in esso contenuto, appartiene alla 3a classe di pericolo di una sostanza nociva ("moderatamente pericoloso") o alla 2a classe di pericolo (" altamente pericoloso”) secondoGOST 12.1.007.

8.3 Per garantire la sicurezza contro le esplosioni durante l'esecuzione delle misurazioni, gli strumenti di misura utilizzati e i dispositivi ausiliari appartenenti alla categoria delle apparecchiature elettriche devono essere certificati per la conformità ai requisiti di sicurezza contro le esplosioni.

Gli strumenti di misura portatili e i mezzi tecnici devono essere realizzati con materiali che impediscano la formazione di scintille al contatto con gli elementi strutturali dei serbatoi e delle loro attrezzature.

8.4 Sul territorio dei parchi serbatoi, secondo un programma approvato dal capo dell'unità strutturale, in punti stabiliti è necessario monitorare la conformità dell'aria nell'area di lavoro ai requisiti sanitari e igieniciGOST 12.1.007. Il controllo viene effettuato da lavoratori certificati utilizzando analizzatori di gas portatili.

8.5 Come lampade portatili, in un design a prova di esplosione, dovrebbero essere utilizzate lampade alimentate a batteria con una tensione non superiore a 12 V, che dovrebbero essere accese e spente all'esterno dell'area del terrapieno.

8.6 Le persone di almeno 18 anni di età che non hanno controindicazioni mediche per lavorare in impianti di produzione pericolosi, che soddisfano i requisiti di qualificazione stabiliti, che hanno seguito corsi di formazione e test di conoscenza delle norme e dei regolamenti sulla sicurezza del lavoro sono autorizzate a effettuare misurazioni della massa di petrolio nei serbatoi.

8.7 Gli operatori autorizzati ad eseguire le misurazioni devono conoscere i circuiti e i requisiti di comunicazione del parco serbatoi (serbatoio). mappe tecnologiche funzionamento dei serbatoi ed essere in grado di eseguire con precisione le commutazioni necessarie entro i limiti di tempo richiesti. Schemi e mappe tecnologiche per il funzionamento dei serbatoi devono essere collocati presso i luoghi di lavoro degli operatori.

8.8 Gli operatori devono avere indumenti e scarpe realizzati con materiali che non accumulino elettricità statica. Le scarpe non devono avere fodere o chiodi in metallo. Le misurazioni manuali del livello dell'olio e il campionamento che comporta il contatto con l'olio vengono eseguiti utilizzando guanti di gomma.

8.9 Quando si aprono i portelli di misurazione (“misurazione”), il campionamento manuale e la misurazione del livello dell'olio, l'operatore deve trovarsi sul lato sopravvento (stare con le spalle al vento) e se ciò è impossibile a causa delle caratteristiche di progettazione del posizionamento del portello di misurazione, posizionarsi lateralmente rispetto al vento. Il lavoro dovrebbe essere svolto in presenza di un osservatore (sostituto).

Agli operatori è vietato:

Posizionarsi sul tetto (piattaforme) del serbatoio, misurare il livello dell'olio e prelevare manualmente i campioni durante un temporale;

Trovarsi su un tetto galleggiante durante il pompaggio e il pompaggio dell'olio da un serbatoio.

8.10 In condizioni estreme (nebbia, ghiaccio, ecc.), il campionamento e le misurazioni del livello manualmente in altezza possono essere effettuati con l'uso di misure di sicurezza aggiuntive (illuminazione aggiuntiva, sabbia per evitare scivolamenti e altre misure necessarie), previste nell'articolo le istruzioni sulla protezione del lavoro per gli operatori che lavorano in un parco serbatoi.

8.11 Per una consegna sicura dei campioni di olio dal serbatoio al laboratorio, devono essere trasportati in speciali borse di tessuto indossate sopra la spalla.

8.12 Per gli operatori che eseguono misurazioni in conformità con queste raccomandazioni, il capo dell'unità deve sviluppare istruzioni sulla protezione del lavoro, che sono approvate dal capo dell'unità strutturale. Le raccomandazioni dovranno essere comunicate agli artisti interpreti contro firma.

9 Condizioni di misurazione

9.1 Quando si eseguono misurazioni, devono essere rispettate le seguenti condizioni:

9.1.1 Rapporto massimo ( N massimo) e minimo ( N min) Il livello dell'olio di un serbatoio riempito e svuotato soddisfa i seguenti requisiti:

Con limiti di errore relativo nella determinazione della capacità del serbatoio ± 0,1%;

Con limiti di errore relativo nella determinazione della capacità del serbatoio ± 0,2%.

9.1.2 L'olio deve soddisfare i requisiti in termini di grado di preparazione.

9.2 In caso di mancato rispetto delle condizioni specificate, l'operatore dovrà denunciare le violazioni al responsabile del PSP.

10 Preparazione per effettuare le misurazioni

In preparazione alla misurazione:

Provvedere alla decantazione dell'olio dopo aver riempito il serbatoio per almeno due ore;

Controllo:

funzionalità, disponibilità per il funzionamento del sistema di misurazione (mezzi) e dei mezzi tecnici, pulizia del recipiente del campione;

integrità dei sigilli e dei marchi.

11 Effettuare le misurazioni

11.1 Esecuzione di misurazioni in un serbatoio non dotato di sistema di misurazione della quantità di olio

11.1.1 Misurazione del livello dell'olio e dell'acqua prodotta nel serbatoio

11.1.1.1 Il livello dell'olio viene misurato con indicatori di livello, nastri metrici del peso diGOST7502o roulette elettroniche.

Il livello dell'acqua prodotta viene misurato mediante indicatori di livello, metri a nastro che utilizzano nastro o pasta sensibile all'acqua e strumenti di misura elettronici.

Il livello dell'olio e dell'acqua prodotta nei serbatoi può essere misurato con altri mezzi tecnici certificati per eseguire queste operazioni.

11.1.1.2 Misurazione del livello dell'olio con un metro a nastro

Prima e dopo le misurazioni, pulire il metro a nastro con un panno morbido e asciugarlo.

Controllare l'altezza della base del serbatoio come distanza verticale dal fondo nel punto di contatto del carico del nastro di misurazione al bordo superiore dello sportello di misurazione o alla barra di guida dello sportello di misurazione.

Il risultato ottenuto viene confrontato con il valore noto (certificato) dell'altezza di base marcata sul serbatoio.

Se l'altezza della base ( Nb) differisce dal risultato ottenuto non più dello 0,1% Nb, quindi la misurazione del livello dell'olio con un metro a nastro viene eseguita nella seguente sequenza:

Abbassare lentamente il metro a nastro con il carico finché il lotto non tocca il fondo o la piastra di base (se presente), senza consentire al lotto di deviare dalla posizione verticale, senza toccare le apparecchiature interne, mantenendo uno stato calmo della superficie dell'olio ed evitando le onde .

Quindi il metro a nastro viene sollevato rigorosamente verticalmente, senza consentirgli di spostarsi lateralmente, e viene effettuato un conteggio nel punto della parte del nastro bagnata con olio.

Il livello del liquido in ciascun serbatoio viene misurato due volte. Se i risultati della misurazione differiscono di non più di 1 mm, il loro valore medio viene preso come risultato delle misurazioni del livello.

11.1.1.3 Se l'altezza della base(Nb) differisce dal risultato ottenuto di oltre lo 0,1%Nb, scoprire il motivo della variazione dell'altezza della base ed eliminarla il prima possibile. L'altezza della base del serbatoio viene misurata almeno una volta all'anno.

Per il periodo necessario a chiarire ed eliminare le ragioni delle variazioni dell'altezza del fondo, è consentito misurare il livello dell'olio lungo l'altezza del vuoto del serbatoio.

11.1.1.4 Determinazione del livello dell'olio in base all'altezza del vuoto del serbatoio utilizzando un metro a nastro

Il metro a nastro con il carico viene abbassato lentamente fino a immergere il carico nell'olio, senza consentire al lotto di deviare dalla posizione verticale, senza toccare le apparecchiature interne, mantenendo uno stato calmo della superficie dell'olio ed evitando le onde.

La prima lettura (superiore) viene effettuata utilizzando un metro a nastro all'altezza dei segni sulla striscia del portello di misurazione. Quindi il metro a nastro viene sollevato rigorosamente verticalmente, senza consentirgli di spostarsi lateralmente, e viene effettuato un conteggio nella posizione della parte del nastro bagnata con olio (conteggio inferiore).

Il conteggio sul metro a nastro viene effettuato immediatamente dopo che la parte bagnata del nastro appare sopra lo sportello di misurazione con una precisione di 1 mm.

Le misurazioni dell'altezza del vuoto in ciascun serbatoio vengono effettuate due volte. Se i risultati della misurazione differiscono di non più di 1 mm, il loro valore medio viene preso come risultato delle misurazioni del livello.

Se la discrepanza di misurazione risultante è superiore a 1 mm, le misurazioni vengono ripetute altre due volte e viene preso il valore medio delle tre misurazioni più vicine.

L'altezza del vuoto si trova come la differenza tra le letture superiore e inferiore su un metro a nastro.

Il livello dell'olio nel serbatoio viene determinato sottraendo il valore risultante dell'altezza dei vuoti dal valore certificato dell'altezza della base del serbatoio.

Nel determinare il livello del liquido nei serbatoi con tetto galleggiante in base all'“altezza del vuoto” del serbatoio, si tiene conto della correzioneDNb, a seconda della separazione dei punti di riferimento dell'altezza della base del serbatoio e del livello dell'olio, nonché dalle caratteristiche costruttive del fondo del serbatoio. EmendamentoDNb calcolato dalla formula

(1)

Dove N w- livello del liquido nel serbatoio, misurato tramite il portello di misurazione posto sul tetto del serbatoio;

Il livello del liquido nel serbatoio, misurato utilizzando il portello di misurazione sulla parte superiore della colonna guida.

11.1.1.5 Misurazione del livello dell'acqua prodotta nei serbatoi con un metro a nastro Le misurazioni del livello dell'acqua prodotta nei serbatoi vengono effettuate con un metro a nastro utilizzando un nastro o una pasta sensibile all'acqua nella seguente sequenza:

Il nastro idrosensibile è teso e fissato alla superficie del lotto su due lati opposti.

La pasta sensibile all'acqua viene applicata in uno strato sottile di 0,2-0,3 mm sulla superficie del lotto in strisce su due lati opposti.

Per determinare il livello dell'acqua prodotta, un metro a nastro con molta pasta idrosensibile o con attaccato un nastro idrosensibile viene tenuto immobile nella vasca per 2-3 minuti, quando lo strato sensibile all'acqua è completamente sciolto e il il confine tra gli strati di acqua e petrolio è nettamente evidenziato.

Le misurazioni del livello dell'acqua prodotta nel serbatoio vengono effettuate due volte. Se i risultati della misurazione differiscono di non più di 1 mm, il loro valore medio viene preso come risultato delle misurazioni del livello.

Le misurazioni del livello dell'acqua prodotta vengono ripetute se questo è indicato sul nastro o sulla colla in modo poco chiaro, con una linea obliqua o ad altezze disuguali su entrambi i lati, che indica una posizione inclinata del lotto durante la misurazione.

Il bordo sfocato è una conseguenza dell'assenza di un'interfaccia netta tra acqua e olio e indica la presenza di uno strato di emulsione acquosa. In questo caso le misurazioni vengono ripetute dopo la sedimentazione e la separazione dell'emulsione.

11.1.2 Determinazione del volume effettivo di olio nel serbatoio

11.1.2.1 Il volume totale di olio nel serbatoio e il volume di acqua prodotta sono determinati secondo la tabella di calibrazione per un serbatoio specifico.

Il volume effettivo di olio nel serbatoio viene calcolato utilizzando la formula

VN = V 0 + (2UN st + UN S)(t st - 20)], (2)

Dove V 0 - volume di olio nel serbatoio secondo la tabella di calibrazione, m 3;

UN st- coefficiente di temperatura di dilatazione lineare del materiale della parete del serbatoio, il cui valore è assunto pari a 12,5× 10 -6 1/°С;

UN S- coefficiente di temperatura di dilatazione lineare del materiale dello strumento di misura di livello, il cui valore quando si misura il livello con un metro a nastro in acciaio inossidabileUN Spreso pari a 12,5× 10 -6 1/°С. Quando si misura il livello dell'olio con un metro a nastro in base all'altezza del vuoto del serbatoio, così come quando si misura il livello dell'olio con gli indicatori di livello, tenere presenteUN S = 0;

Tst - temperatura della parete del serbatoio, rilevata uguale temperatura olio nel serbatoio.

Il volume dell'olio nel serbatoio secondo la tabella di calibrazione, m 3, viene calcolato utilizzando la formula

V 0 = VE - VV, (3)

Dove V- volume di liquido (olio e acqua prodotta), determinato secondo la tabella di calibrazione del serbatoio compilata alla temperatura di 20 ° C secondo GOST 8.570, m 3;

V dentro- volume di acqua prodotta nel serbatoio, determinato secondo la tabella di calibrazione del serbatoio, compilata ad una temperatura di 20 ° C secondo GOST 8.570, m 3.

11.1.2.2 Quando si misura la massa di petrolio in serbatoi con pontone o tetto galleggiante, tenere conto della correzione per le variazioni del livello del liquidoDV, m3, a causa dell'influenza di un pontile o di un tetto galleggiante.

Di conseguenza, quando si determina il volume dell'olio in questi serbatoi, viene utilizzato il volume del liquido regolato, determinato dalla formula

(4)

Per i serbatoi con pontone, la correzione per le variazioni del volume del liquido viene calcolata utilizzando la formula

(5)

Dove M.ponte- massa del pontone ricavata dal passaporto della cisterna, in kg;

R modifica- densità dell'olio nel serbatoio in condizioni di misurazione del volume dell'olio, kg/m 3 ;

R salve- densità del liquido utilizzata nel calcolo della capacità del serbatoio durante la sua calibrazione, kg/m 3 ; SensoR salvedeve essere riportato nella tabella di calibrazione del serbatoio.

Per i serbatoi con tetto galleggiante, la correzione per le variazioni del volume del liquido viene calcolata utilizzando la formula

Dove DH- correzione per variazioni del livello del liquido, mm;

Dp.n.- diametro del tetto galleggiante, mm;

D 1 ,..., DN- diametro dei fori nel tetto galleggiante, mm;

N- numero di fori.

Senso P preso pari a 3,1416.

Valori Hsalve, Dp.n., D 1 ,..., DNtratto dal protocollo di calibrazione del serbatoio.

La correzione per le variazioni del livello del liquido, mm, viene calcolata utilizzando la formula

DH = Hmodifica - Hsalve. (7)

Dove Hmodifica- distanza verticale dal segno del portello di misurazione sul tetto galleggiante al livello dell'olio nelle condizioni di misurazione del livello, mm;

Hsalve- distanza verticale dal segno del portello di misurazione sul tetto galleggiante al livello dell'olio, presa in considerazione durante la calibrazione del serbatoio, mm;

11.1.2.3 Il valore del volume di olio nel serbatoio, ridotto alle condizioni standard, si calcola:

Per una temperatura standard di 15 °C (VN 15 ) - secondo la formula

VN 15 = VN× CTL c, (8)

Per una temperatura standard di 20 °C (VN 20 ) - secondo la formula

(9)

Dove CTL c E CTL 20-15 - fattori correttivi calcolati utilizzando le formule:

CTL c= esp[- B 15 × DTV(1 + 0,8B 15 × DTV] (10)

CTL 20-15 = esp[- B 15 × 5(1 + 0,8B 15 × 5], (11)

Dove - coefficiente di dilatazione volumetrica dell'olio alla temperatura di 15 °C (R 15 - valore della densità dell'olio alla temperatura di 15°C);

DTV=tv - 15 - deviazione della temperatura dell'olio durante la misurazione del volume dell'olio dalla temperatura standard di 15 °C.

11.1.3 Determinazione della densità dell'olio in un serbatoio

La densità dell'olio viene misurata con un densimetro secondo le istruzioni operative per questo tipo o secondo GOST 3900, tenendo conto o tenendo conto dell'errore sistematico determinato da un campione di olio combinato prelevato dal serbatoio secondo GOST 2517. I valori di densità portano alla temperatura della misurazione del volume dell'olio nel serbatoio e alle condizioni standard secondo o.

11.1.4 Determinazione della temperatura dell'olio nel serbatoio

La temperatura media dell'olio nel serbatoio viene determinata utilizzando trasduttori di temperatura fissi o un trasduttore di temperatura come parte di un metro a nastro elettronico in conformità con i requisiti delle istruzioni per l'uso contemporaneamente alle misurazioni di livello o misurandola manualmente durante il prelievo di campioni puntuali.

Quando si preleva un campione combinato con campionatori stazionari in un'unica fase secondo GOST 2517, la temperatura media dell'olio viene determinata misurando la temperatura di questo campione con un termometro.

Quando si prelevano campioni puntuali, la temperatura dell'olio nel campione viene determinata entro 1-3 minuti dopo il campionamento, mentre il campionatore portatile viene mantenuto al livello del campione prelevato per almeno cinque minuti. Il termometro viene immerso nell'olio alla profondità specificata nella scheda tecnica del presente termometro e mantenuto nel campione finché la colonna di mercurio non assume una posizione costante.

La temperatura media dell'olio viene calcolata dalla temperatura dei campioni puntuali, utilizzando il rapporto per compilare un campione combinato da campioni puntuali secondo GOST 2517.

11.1.5 Determinazione della massa lorda dell'olio nel serbatoio

La massa lorda del petrolio in tonnellate viene calcolata utilizzando la formula

Mbr = VN× R N× 10 -3 , (12)

Dove R N- densità dell'olio alla temperatura delle misurazioni del volume nel serbatoio, kg/m 3 ;

V n - volume effettivo dell'olio nel serbatoio, m3, calcolato utilizzando la formula ().

11.1.6 Determinazione della massa lorda dell'olio durante il pompaggio dal serbatoio

Quando si pompa petrolio da un giacimento, la massa del petrolio erogato viene determinata come differenza tra la massa iniziale e la massa rimanente.

Massa di olio erogatoMsdcalcolato dalla formula

Msd = M n 1 - M n 2 , (13)

Dove M n 1 - massa di olio prima del pompaggio, calcolata utilizzando la formula (), t;

M n 2 - la massa dell'olio rimanente, calcolata dopo aver pompato l'olio dal serbatoio utilizzando la formula (), vale a dire

11.1.7 Determinazione della massa lorda dell'olio durante il pompaggio dell'olio in un serbatoio

Quando si pompa olio in un serbatoio, si ottiene la massa di petrolio Mpr calcolato dalla formula

Mpr = Mbr 2 - Mfratello 1 . (14)

Dove Mfratello 1 - massa di olio prima dell'inizio del pompaggio dell'olio nel serbatoio, calcolata con la formula (), t;

Mbr 2 - la massa dell'olio rimanente, calcolata alla fine del processo di iniezione utilizzando la formula (), vale a dire

11.1.8 Determinazione della massa netta dell'olio nel serbatoio

Peso netto dell'olio M n, t, calcolato come differenza nella massa lorda del petrolio M, t e massa di zavorra T, t, secondo la formula

(15)

Dove WV- frazione di massa dell'acqua nell'olio,%;

Wp.f- frazione di massa delle impurità meccaniche nell'olio,%;

Wh.s.- frazione di massa dei sali di cloruro nell'olio,%, calcolata dalla formula

Dove J h.s.- concentrazione dei sali clorurati nell'olio, mg/dm 3 ;

R v- densità dell'olio in condizioni di misurazione del volume dell'olio, kg/m 3 .

Se non si misura la massa, ma la frazione volumetrica dell'acqua nell'olio, la frazione di massa viene calcolata utilizzando la formula

Dove J V- frazione volumetrica dell'acqua nell'olio, %;

R V- densità dell'acqua, kg/m3 (preso pari a 1000 kg/m3).

11.2 Per le misurazioni automatizzate della massa dell'olio nelle misure di capacità, il livello dell'olio viene misurato da un indicatore di livello incluso sistema automatizzato contabilità. La densità dell'olio viene determinata utilizzando il canale di misurazione della densità ACS o un campione di olio combinato prelevato in conformità con GOST 2517. La temperatura dell'olio viene misurata automaticamente utilizzando il canale di misurazione della temperatura di un sistema di contabilità automatizzato.

12 Elaborazione dei risultati di misurazione

12.1 Quando si utilizza un sistema per misurare la quantità di olio, l'elaborazione dei risultati della misurazione e i calcoli necessari del volume e della massa dell'olio vengono eseguiti automaticamente dal sistema di elaborazione delle informazioni (tenendo conto dei dati inseriti manualmente dall'operatore). È consentito elaborare i risultati manualmente.

12.2 Gli algoritmi e i programmi per l'elaborazione dei dati derivanti dai risultati delle misurazioni devono essere certificati secondo le modalità stabilite.

13 Registrazione dei risultati della misurazione

13.1 I protocolli delle misurazioni eseguite dai componenti di misurazione del sistema di misurazione della quantità di olio sono memorizzati in forma stampata nel file. La forma dei protocolli è conforme al sistema installato nel programma del computer.

13.2 I risultati delle misurazioni effettuate con strumenti di misurazione portatili sono registrati nel registro dei risultati delle misurazioni, i cui moduli sono riportati nell'Appendice.

13.3 Sulla base dei registri dei risultati delle misurazioni viene redatto un certificato di accettazione e consegna dell'olio.

14 Garantire i requisiti per l'errore di misurazione

14.1 Gli strumenti di misura utilizzati per le misurazioni devono avere un certificato di omologazione.

14.2 Gli strumenti di misura utilizzati per le misurazioni devono essere verificati. La frequenza della verifica è almeno una volta all'anno.

14.3 La verifica periodica dei serbatoi viene effettuata almeno una volta ogni cinque anni.

Moduli per la registrazione dei risultati della misurazione della massa di petrolio in un serbatoio verticale

Tabella A.1 - Modulo di registro per serbatoi di tipo RVS, ZHBR, ZHBRP

Numero dell'articolo	Data	Tempo	Controllo dell'altezza della base		Temperatura dell'olio nel serbatoio, °C	Livello, mm		Volume dell'olio secondo la tabella di calibrazione, m 3	Densità dell'olio, kg/m 3, data
			N b.ismo, mm	D N b.ismo, mm		liquidi	acqua prodotta		alle condizioni di misurazione del volume

Fine della tabella A.1

Peso lordo, t						Peso netto, t
	portato nel serbatoio	erogato dal serbatoio	Wm.v	Wp.f	Wh.s.	portato nel serbatoio	erogato dal serbatoio

Tabella A.2 - Modulo di registro per serbatoi di tipo RVSP, RVSPK, ZhBRPK

Numero dell'articolo

Data

Tempo

Controllo dell'altezza della base

Temperatura dell'olio nel serbatoio, °C

Livello, mm

Volume dell'olio secondo la tabella di calibrazione, m 3

Densità dell'olio, kg/m 3, data

Definizione di emendamento

N b.ismo, mm

D N b.ismo, mm

liquidi

acqua prodotta

alle condizioni di misurazione del volume

a temperatura standard (specificare)

DH

DV

Fine della tabella A.2

Volume dell'olio regolato, m 3	Peso lordo, t			Valori di zavorra			Peso netto, t		Cognome, iniziali dell'operatore, firma personale
	attualmente nel serbatoio	portato nel serbatoio	erogato dal serbatoio	Wm.v	Wp.f	Wh.s.	portato nel serbatoio	erogato dal serbatoio

Appendice B
(informativo)

Un esempio di misurazione della massa di petrolio in un serbatoio

Ad esempio, è stato selezionato un serbatoio del tipo RVSPK-50000, mentre le misurazioni del livello del liquido e dell'acqua prodotta vengono eseguite con un nastro di misurazione con un peso e le misurazioni della temperatura dell'olio nel serbatoio vengono eseguite con un sistema multipunto stazionario.

B.1 Misurazione dei livelli dell'olio e dell'acqua prodotta

B.1.1 Controllo dell'altezza della base del serbatoio

Risultato della misurazione N cambiamento= 20629mm.

Il valore dell'altezza della base indicato nella tabella di calibrazione del serbatoio Nb = 20634 mm.

La deviazione relativa del risultato della misurazione ottenuto non supera lo 0,1% dal valore dell'altezza di base indicato nella tabella di calibrazione del serbatoio.

B.1.2 Determinazione del livello del liquido nel serbatoio

D H 1 , D H 2 - errori relativi nella misurazione del livello dell'olio nel serbatoio rispettivamente prima del rilascio dell'olio dal serbatoio e dopo il rilascio dell'olio dal serbatoio, %;

DTv 1 , DT R 1 TV 1 , T R 1 prima che l'olio venga rilasciato dal serbatoio, °C;

DTv 2 , DT R 2 - errori assoluti nella determinazione della temperatura dell'olio nel serbatoioTV 2 , T R 2 dopo il rilascio dell'olio dal serbatoio, °C;

G 1 , G 2 - i coefficienti vengono calcolati utilizzando le formule:

(B.2)

Dove B - coefficiente di espansione volumetrica dell'olio 1/°С;

TV 1 , TV 2 - temperatura dell'olio quando si misura il suo volume rispettivamente prima del rilascio dell'olio dal serbatoio e dopo il rilascio dell'olio dal serbatoio, °C;

T R 1 , T R 2 - temperatura dell'olio quando si misura la sua densità rispettivamente prima del rilascio dell'olio dal serbatoio e dopo il rilascio dell'olio dal serbatoio, °C.

Errori relativi nella misurazione del livello dell'olio in un serbatoioD H 1 , D H 2 , %, vengono calcolati utilizzando le formule:

(B.3)

Dove - errore assoluto di misurazione dei livelli dell'olio, mm;

Valori dei livelli di olio nel serbatoio, misurati prima del rilascio dell'olio dal serbatoio e dopo il rilascio dell'olio dal serbatoio, rispettivamente, mm.

I limiti di errore relativi per la misurazione della massa netta di olio in percentuale vengono calcolati utilizzando la formula

(B.4)

Dove DWm.v- errore assoluto nella misurazione della frazione di massa dell'acqua nell'olio,%;

DWp.f- errore assoluto nella misurazione della frazione di massa delle impurità meccaniche nell'olio,%;

DWh.s.- errore assoluto nella misurazione della frazione di massa dei sali di cloruro nell'olio,%. Errori assoluti di misura frazioni di massa l'acqua, le impurità meccaniche e i sali di cloruro nell'olio sono calcolati secondo l'Appendice D.

Appendice D
(necessario)

La procedura per il calcolo degli errori nelle determinazioni di laboratorio delle frazioni di massa di acqua, impurità meccaniche e sali di cloruro

Gli errori assoluti nella determinazione delle frazioni di massa di acqua e impurità meccaniche,%, vengono calcolati in conformità con. Per la probabilità di confidenza R= 0,95 e due misurazioni del corrispondente indicatore della qualità dell'olio, l'errore assoluto delle sue misurazioni viene calcolato utilizzando la formula GOST 21534 Sistema statale per garantire l'uniformità delle misurazioni. Determinazione e applicazione di indicatori di precisione per metodi di prova per prodotti petroliferi

Parole chiave: massa, massa lorda dell'olio commerciale, massa di zavorra, massa netta dell'olio commerciale, procedura di misurazione, volume, serbatoio verticale, indicatore di livello, errore, livello, calibrazione, verifica, temperatura, densità, pressione

Scopo del lavoro: studiare metodi per determinare la densità dell'olio, determinare la densità dell'olio a temperature sperimentali e convertire i risultati in densità a temperature di 20ºC e 15ºC. GOST 3900-85 “Petrolio e prodotti petroliferi. Metodi per determinare la densità", GOST R 8599-2003 "Densità e volume dell'olio. Tabelle di densità e fattori di conversione di massa."

I. Parte teorica

La densità non è il parametro principale per valutare la qualità dei prodotti petroliferi e solo in una certa misura ne caratterizza la composizione, tuttavia è di grande importanza pratica nel determinare la qualità degli oli e dei prodotti petroliferi in volume durante le operazioni di contabilità e regolamento. Contare la quantità in unità volumetriche non è del tutto conveniente, poiché il volume del liquido dipende dalla temperatura, che può variare in un ampio intervallo. Conoscendo il volume e la densità, è possibile esprimere la loro quantità in unità di massa durante l'erogazione, la ricezione e la contabilizzazione di petrolio e prodotti petroliferi.

Densità inclusa parte integrante in varie costanti che caratterizzano la composizione chimica e le proprietà dei prodotti petroliferi. Per alcuni prodotti - carburanti per aerei, oli combustibili, carburanti per turbine a gas, cheroseni per illuminazione, benzine solventi, oli per aviazione e diesel - la densità è un indicatore standardizzato.

Densitàè la quantità di massa a riposo contenuta in un'unità di volume.

L'unità SI di densità è kg/m3.

Peso specifico olio: il rapporto tra il peso dell'olio e il suo volume. L'unità SI del peso specifico è N/m 3 .

La densità di una sostanza e il suo peso specifico spesso coincidono numericamente, ma non dobbiamo dimenticarlo significato fisico di queste quantità è diverso.

IN pratica di ricerca viene determinata la densità relativa dei prodotti petroliferi.

Densità relativaè il rapporto tra la densità dell'olio o del prodotto petrolifero a 20°C e la densità dell'acqua distillata (sostanza di riferimento) a 4°C, ovvero il rapporto tra la massa dell'olio o del prodotto petrolifero a 20°C e la massa dello stesso volume di acqua distillata a 4°C. La densità relativa è indicata con .

La densità del petrolio e dei prodotti petroliferi dipende dalla temperatura. All’aumentare della temperatura la loro densità diminuisce. La dipendenza della densità dalla temperatura si basa su una legge lineare espressa dalla formula di Mendeleev:

,

dov'è la densità relativa alla temperatura di analisi;

Densità relativa a 20°C;

γ - correzione della temperatura media della densità per 1°C;

t è la temperatura alla quale viene effettuata l'analisi, °C.

La correzione della temperatura viene calcolata utilizzando la formula:

I valori di correzione γ sono riportati nella Tabella 1.

Tabella 1

Correzioni medie della temperatura γ densità per 1°С per oli e

prodotti petroliferi

Densità	Correzione γ	Densità	Correzione γ
0,6900-0,6999	0,000910	0,8500-0,8599	0,000699
0,7000-0,7099	0,000897	0,8600-08699,	0,000686
0,7100-0,7199	0,000884	0,8700-0,8799	0,000673
0,7200-0,7299	0,000870	0,8800-0,8899	0,000660
0,7300-0,7399	0,000857	0,8900-0,8999	0,000647
0,7400-0,7499	0,000844	0,9000-0,9099	0,000633
0,7500-0,7599	0,000831	0,9100-0,9199	0,000620
0,7600-0,7699	0,000818	0,9200-0,9299	0,000607
0,7700-0,7779	0,000805	0,9300-0,9399	0,000594
0,7800-0,7899	0,000792	0,9400-0,9499	0,000581
0,7900-0,7999	0,000778	0,9500-0,9599	0,000567
0,8000-0,8099	0,000765	0,9600-0,9699	0,000554
0,8100-0,8199	0,000752	0,9700-0,9799	0,000541
0,8200-0,8299	0,000738	0,9800-0,9899	0,000528
0,8300-0,8399	0,000725	0,9900-1,0000	0,000515
0,8400-0,8499	0,000712

La densità ρ t dei prodotti petroliferi nell'intervallo di temperatura t = 20-250 °C può essere determinata utilizzando la formula Manovyan:

Negli USA e in Inghilterra la densità relativa viene determinata alla stessa temperatura dell'analita e dell'acqua, pari a 15,5556 °C (60 °F). La densità relativa a 20 °C in questo caso si calcola utilizzando la formula:

.

Sperimentalmente, la densità dell'olio (prodotto petrolifero) viene determinata mediante uno dei tre metodi standard: un idrometro (densimetro dell'olio), una bilancia idrostatica Westphal-Mohr (Fig. 1) e un picnometro (Fig. 2). Di questi, il più veloce è il metodo idrometrico e il più accurato è il metodo picnometrico. Il vantaggio del metodo picnometrico è anche l'utilizzo di quantità relativamente piccole del campione analizzato. La determinazione della densità relativa del petrolio e dei prodotti petroliferi viene effettuata mediante il metodo picnometrico utilizzando picnometri del tipo PZh-1, PZh-2, PZh-3 (GOST 22521) secondo GOST 3900-85. Il metodo si basa sulla determinazione del rapporto tra la massa del prodotto in esame e la massa d'acqua prelevata nello stesso volume e alla stessa temperatura. Poiché come unità di massa si prende la massa di 1 cm 3 di acqua alla temperatura di 4ºС, la densità espressa in g/cm 3 sarà numericamente uguale alla densità relativa dell'acqua alla temperatura di 4ºС ().

La densità della maggior parte degli oli varia in media da 0,8 a 0,9 g/cm 3 . Gli oli catramosi altamente viscosi hanno una densità prossima all'unità. La densità dell'olio è significativamente influenzata dalla presenza di gas disciolti, dalla composizione frazionaria dell'olio e dalla quantità di sostanze disciolte in esso. Le densità delle frazioni petrolifere successive aumentano gradualmente. Dipende anche dalla densità delle frazioni petrolifere strette composizione chimica. Per gli idrocarburi delle frazioni medie di petrolio con lo stesso numero di atomi di carbonio, la densità aumenta per i rappresentanti di diverse classi nel seguente ordine: alcani normali → alcheni normali → isoalcani → isoalcheni → alchilciclopentani → alchilcicloesani → alchilbenzeni → alchilnaftaleni.

Per le frazioni di benzina, la densità aumenta notevolmente con l'aumentare della quantità di benzene e dei suoi omologhi. Per alcuni prodotti petroliferi, la densità è un indicatore di qualità standardizzato ed è anche parte integrante di varie costanti combinate e formule di calcolo;

Riso. 1. Scale Westphal-Mohr:

2. termometro;

Uno dei compiti più importanti che devono svolgere il personale operativo e i reparti contabili dei depositi petroliferi è la contabilità quantitativa del petrolio e dei prodotti petroliferi.

I compiti della contabilità quantitativa includono:

determinazione della quantità di petrolio e prodotti petroliferi in ingresso, con predisposizione dei documenti di accettazione;

determinazione della quantità di petrolio e prodotti petroliferi rilasciati o spediti, con predisposizione dei documenti per la spedizione;

determinazione dei residui effettivi per ogni grado nei serbatoi e nel parco serbatoi nel suo insieme;

determinazione delle eccedenze o delle carenze effettive;

Effettuare transazioni in contanti con fornitori e consumatori di petrolio e prodotti petroliferi.

La contabilità operativa dei prodotti petroliferi dovrebbe essere effettuata quotidianamente, la contabilità di controllo due volte al mese e un inventario completo alla fine di ogni mese.

La contabilità del petrolio e dei prodotti petroliferi può essere effettuata in unità di misura:

volume (contabilità del volume);

masse (contabilità di massa);

• volume e massa (contabilità volume-massa).

La contabilità del volume e della massa viene effettuata presso i depositi di petrolio e le stazioni di servizio. I pagamenti ai fornitori e ai consumatori di petrolio e prodotti petroliferi vengono effettuati presso i depositi di petrolio in unità di massa, nelle stazioni di servizio - in unità di volume.

A seconda del metodo di misurazione del volume di un prodotto, il metodo volume-massa è suddiviso in dinamico e statico.

Il metodo dinamico viene utilizzato quando si misura la massa di un prodotto direttamente sul flusso negli oleodotti e negli oleodotti. Con questo metodo il volume del prodotto viene misurato mediante contatori o flussometri con integratori.

Metodo statico

Viene utilizzato per misurare il volume e la massa di un prodotto in contenitori graduati (serbatoi verticali e orizzontali, contenitori per il trasporto, ecc.). Il volume del prodotto nei serbatoi viene misurato in litri o metri cubi. Il volume viene determinato utilizzando tabelle graduate dei serbatoi in base al livello di riempimento (livello di riempimento), misurato con un indicatore di livello o manualmente utilizzando un'asta metrica o un metro a nastro.

Innanzitutto, viene determinato il volume totale del liquido nel serbatoio, quindi il volume dell'acqua prodotta e il volume del prodotto petrolifero vengono determinati utilizzando la formula:

V np =V totale - V acqua

Nei contenitori graduati al massimo della loro capacità, ad esempio i serbatoi delle automobili, il livello di riempimento viene monitorato fino alla barra graduata installata nel collo, quindi il volume viene determinato in base ai dati del passaporto.

La massa del prodotto petrolifero viene determinata moltiplicando il volume misurato per la densità:

M = V np * p

La densità del prodotto petrolifero viene determinata utilizzando un densimetro dell'olio (idrometro). Per fare ciò, un campione del prodotto petrolifero viene prelevato dal serbatoio utilizzando un secchio di campionamento, un densimetro dell'olio viene immerso in esso e la densità viene determinata utilizzando la scala superiore e la temperatura viene determinata utilizzando la scala inferiore.

La densità del prodotto petrolifero può anche essere determinata mediante calcolo utilizzando la formula:

p t = p 20 + α * (t-20),

dove t - temperatura del prodotto olio nel serbatoio, °C;

p.t — la densità desiderata del prodotto petrolifero alla temperatura t °С, t/m3;

R20 — densità del prodotto petrolifero a T = 20 °C, indicato nel passaporto del prodotto petrolifero, t/m 3 ;

20 — valore di temperatura standard in °C;

α è la correzione della temperatura per la variazione della densità del prodotto petrolifero quando la temperatura cambia di 1 °C.

I valori delle correzioni della temperatura e delle variazioni di densità sono riportati nella tabella

Densità del prodotto petrolifero		Densità del prodotto petrolifero	Correzione della temperatura per 1°C

Metodo idrostatico

Quando si utilizza questo metodo, viene misurata la pressione idrostatica della colonna del prodotto petrolifero, quindi l'area media della parte riempita del serbatoio viene determinata al livello rispetto al quale viene effettuata la misurazione e la massa del prodotto petrolifero viene calcolato utilizzando la formula:

M = P * F cp * (Нр) / g,

dove p — pressione idrostatica del prodotto petrolifero nel serbatoio, Pa;

F cp * (Н р ) - area della sezione trasversale media del serbatoio, determinata dalla tabella di calibrazione, m 2 ;

G - accelerazione di gravità, m/sec 2 .

L'errore consentito nella misurazione della quantità di petrolio e prodotti petroliferi è stabilito dai requisiti di GOST 2676-86 e deve rientrare nei limiti:

• con il metodo diretto errore relativo le misurazioni k non dovrebbero essere superiori a:±0,5% - massa netta di prodotti petroliferi fino a 100 tonnellate, nonché massa netta di bitume;±0,3% — massa netta di lubrificanti plastici;
• con il metodo dinamico volume-massa l’errore relativo di misura non dovrebbe essere superiore a:±0,25% — massa lorda del petrolio;±0,35% — massa netta di petrolio;±0,5% — massa netta di prodotti petroliferi da 100 tonnellate e oltre;±0,8%: peso netto dei prodotti petroliferi fino a 100 tonnellate e dei prodotti petroliferi di scarto.

Errore di misura relativo al volume-massaun metodo statico non dovrebbe avere più di:

• ±0,5% - massa netta di petrolio, prodotti petroliferi da 100 tonnellate e oltre, nonché massa netta di bitume;
• ±0,8% — massa netta di prodotti petroliferi fino a 100 tonnellate e prodotti petroliferi di scarto.

L'errore di misurazione relativo utilizzando il metodo idrostatico non deve essere superiore a:

• ±0,5% - massa netta di petrolio, prodotti petroliferi da 100 tonnellate e oltre;
• ±0,8% — massa netta di prodotti petroliferi fino a 100 tonnellate e oli usati.

Garantire questo livello di precisione può essere raggiunto solo combinando diversi strumenti di misura.