2. "Инструкция о порядке поступления, хранения, отпуска и учета нефти и нефтепродуктов на нефтебазах, наливных пунктах и автозаправочных станциях системы Госкомнефтепродукта СССР" (утв. Госкомнефтепродуктом СССР 15.08.1985 N 06/21-8-446) (ред. от 30.11.1987)

Объемно-массовый метод измерений

2.1. Этим методом определяется масса нефтепродукта по его объему и плотности. Объем нефтепродукта определяется из градуировочных таблиц по измеренному уровню в резервуарах, железнодорожных цистернах, танках судна или по полной вместимости указанных емкостей. Объем можно также измерять счетчиком жидкости.

Приборы и средства измерения

2.2. Объем нефтепродуктов определяется в стационарных резервуарах, транспортных средствах и технологических трубопроводах, отградуированных в соответствии с требованиями нормативно-технических документов.

Резервуары стальные вертикальные стационарные (РВС) со стационарными и плавающими крышами и понтонами вместимостью от 100 до 50000 куб. м должны быть отградуированы по ГОСТ 8.380-80 (с учетом последующих изменений и дополнений), резервуары вертикальные цилиндрические железобетонные со сборной стенкой вместимостью от 50 до 30000 куб. м - по РД 50-156-79, резервуары стальные горизонтальные вместимостью от 5 до 100 куб. м - по ГОСТ 8.346-79 (с учетом последующих изменений).

Технологические трубопроводы для нефтепродуктов должны градуироваться согласно "Методическим указаниям по определению вместимости и градуировке трубопроводов нефтебаз. Геометрический метод".

2.3. Градуировочные таблицы береговых резервуаров на перевалочных водных и водно-железнодорожных нефтебазах при перевозке нефтепродуктов водным транспортом должны быть утверждены территориальными органами Госстандарта, а остальных резервуаров и технологических трубопроводов - территориальным (областным) управлением или госкомнефтепродуктом союзной республики.

После каждого капитального ремонта и вызванного в связи с этим изменения вместимости резервуара, но не реже 1 раза в 5 лет должна проводиться повторная градуировка резервуара.

После оснащения резервуара внутренним оборудованием к градуировочной таблице оформляется изменение, которое утверждается в порядке, установленном для градуировочных таблиц.

Повторная градуировка трубопроводов должна проводиться не реже 1 раза в 10 лет. При изменении схемы трубопровода, протяженности, диаметра отдельных его участков и т.д. к градуировочной таблице трубопровода оформляется изменение, которое утверждается в порядке, установленном для таблицы.

Также не реже 1 раза в 10 лет должны пересматриваться градуировочные таблицы на резервуары железобетонные.

2.4. К градуировочной таблице должны быть приложены:

- акт и протокол определения размеров резервуара;

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

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

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

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

2.5. Для проведения градуировки и составления таблиц должен привлекаться специально обученный персонал. Организации, проводящие градуировку, должны быть зарегистрированы в органах Госстандарта и иметь право на проведение таких работ.

2.6. На каждом резервуаре должна быть нанесена базовая высота (высотный трафарет) - расстояние от днища резервуара до верхнего среза кромки измерительного люка. Базовая высота измеряется ежегодно.

Поправку на вместимость вертикального резервуара за счет неровностей днища (коррекцию) необходимо определять ежегодно для вновь введенных резервуаров и не реже 1 раза в 5 лет - эксплуатируемых 5 и более лет, одним из методов, указанным в ГОСТ 8.380-80.

Базовая высота и неровности днища вертикального резервуара, уклон корпуса горизонтального резервуара измеряются ведомственной метрологической службой. Результаты измерений оформляются актом, который утверждается руководством предприятия, организации нефтепродуктообеспечения.

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

Вместимость автоцистерны должна устанавливаться заводом-изготовителем и периодически поверяться органами Госстандарта согласно Инструкции 36-55, но не реже 1 раза в 2 года.

Объем нефтепродукта в автоцистерне, заполненной до указателя уровня, определяется по свидетельству, выданному территориальными органами Госстандарта и которое должно предъявляться водителем.

2.8. Вместимость железнодорожных цистерн должна устанавливаться путем индивидуальной градуировки каждой цистерны.

До осуществления индивидуальной градуировки допускается устанавливать вместимость по "Таблицам калибровки железнодорожных цистерн", составленным расчетным методом по чертежам на каждый тип цистерн.

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

2.10. Определение количества нефтепродуктов при приеме и наливе нефтеналивных судов должно производиться по измерениям в резервуарной емкости нефтебазы (при длине береговых трубопроводов до двух километров) или по измерениям в танках нефтеналивных судов с использованием их градуировочных таблиц (при протяженности береговых трубопроводов более двух километров).

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

Таблица 2.1

При учетно-расчетных операциях запрещается пользоваться средствами измерения уровня, не прошедшими госповерку или аттестацию в органах Госстандарта в соответствии с ГОСТ 8.001-80 или ГОСТ 8.326-78.

2.12. Для измерения уровня подтоварной воды применяются водочувствительные ленты или пасты. Ленты прикрепляются, а пасты наносятся тонким слоем с двух сторон на груз рулетки или метрошток.

Ленты должны храниться в плотно закрытых футлярах, пересыпанные мелом или тальком, а паста в закрытых банках. Пасты применяются, главным образом, для измерения подтоварной воды в светлых нефтепродуктах.

2.13. Плотность в отобранных пробах определяется ареометрами стеклянными типа АН или АНТ-1 по ГОСТ 18481-81, имеющими погрешность измерений +/- 0,5 кг/куб. м, или гидростатическими весами. Цилиндры стеклянные для ареометров должны соответствовать этому стандарту. В трубопроводе плотность нефтепродукта может измеряться автоматическими измерителями плотности, допущенными к применению Госстандартом и обеспечивающими погрешность измерения не более +/- 0,1%.

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

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

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:

                      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 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:

                             tв + 3tс + tн
                     t ср. = -------------,                  (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:

                              tв + 6tс + tн
                      t ср. = -------------                  (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:

                                3tс + tн
                        t ср. = --------                     (2.4)
                                   4

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.

Обработка результатов измерений

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

2.32. Этим методом измеряется масса нефтепродукта в таре и транспортных средствах путем взвешивания на весах.

Средства измерения

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

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

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

Проведение взвешивания

2.34. Масса взвешиваемых нефтепродуктов должна соответствовать грузоподъемности весов. Взвешивание грузов массой более Рmax или менее Рmin, установленных для данного типоразмера весов, не допускается. Выбор грузоподъемности весов должен обеспечить возможность взвешивания максимальных для данного пункта масс нефтепродуктов. Завышенная грузоподъемность весов увеличивает погрешность взвешивания. Для снижения влияния внешних условий на погрешность измерений весовые устройства должны быть защищены от ветра и осадков.

Масса нефтепродуктов определяется как разность между массой брутто и массой тары.

Взвешивание в таре может производиться поштучно и групповым способом, который применяется при отпуске односортных нефтепродуктов. Отсчеты на шкальных и циферблатных весах ведут до 1 деления шкалы.

Железнодорожные цистерны взвешиваются в соответствии с ГОСТ 8.424-81.

Масса нефтепродуктов в железнодорожных цистернах может определяться как в одиночных цистернах, так и в составе в целом, как слагаемое из одиночных цистерн.

2.35. В одиночных цистернах масса нефтепродуктов определяется как разность измеренных масс груженой и порожней цистерны.

2.36. Взвешивание груженых цистерн без расцепки производится в соответствии с ГОСТ 8.424-81.

Масса нефтепродукта определяется как разность между суммой измеренных масс груженых цистерн и суммой масс порожних цистерн, указанных на трафаретах.

2.37. Масса нефтепродукта груженого состава на ходу определяется как разность между суммой измеренных масс всех цистерн в составе и суммой масс этих цистерн, указанных на трафаретах или определенных взвешиванием тары.

Допустимая погрешность весов, число цистерн в составе и масса нефтепродукта в каждой цистерне приведены в таблице 2.2.

Предельная погрешность определения массы нефтепродукта составляет +/- 0,5% (наибольшая суммарная масса взвешиваемых цистерн в составе до 2000 т).

Таблица 2.2

Значение результата измерений округляется до того же разряда, что и значение абсолютной погрешности.

Например, если абсолютная погрешность составляет ДЕЛЬТА 1 = +/- 0,2 т, то результат округляется до десятых долей тонны, если ДЕЛЬТА 1 = +/- 8 т, то результат округляется до целых значений тонн и т.д.

Объемный метод измерений

2.38. Этот метод является частью объемно-массового метода, так как измеряется только объем нефтепродукта.

Объемный метод применяется на АЗС для определения количества и учета нефтепродуктов.

Средства измерений

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

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

Проведение измерений

2.40. Объем нефтепродукта при заправке транспорта измеряется при дистанционном и местном управлении колонками.

Для дистанционного управления применяются пульты, которые могут управлять как одной колонкой, так и группой колонок. Объем нефтепродукта, отпущенный колонкой, фиксируется указателем суммарного счетчика.

Точность работы топливораздаточных колонок должна проверяться ежедневно при сдаче смен образцовыми мерниками второго разряда и фиксироваться в сменных отчетах.

Если погрешность колонки выходит за пределы, указанные в стандарте, то эксплуатировать такую колонку запрещается.

Погрешность колонки фиксируется в относительных единицах (процентах) со знаком (-), если колонка передает продукт, и знаком (+), если продукт колонка недодает.

2.41. Лица, имеющие право на опломбирование колонок, назначаются приказом территориального (областного) управления или госкомнефтепродукта союзной республики, их назначение согласовывается с территориальным органом Госстандарта. После окончания ремонта и пломбирования топливораздаточной колонки вызывается государственный поверитель, о чем в журнале учета ремонта оборудования делается соответствующая запись.

Гидростатический (пьезометрический) метод измерения

2.42. Масса нефтепродукта по этому методу определяется как произведение разности давлений столба продукта (в начале и конце товарной операции) и средней площади сечения части резервуара, из которой отпущен продукт, деленных на ускорение силы тяжести, по формуле:

                      (Рi - Рi + 1) x Sср (H)
                  М = -----------------------,               (2.6)
                                q

              Vi - Vi + 1
    где Sср = -----------  - среднее  сечение части резервуара, из
              Hi - H1 + 1
которого отпущен продукт, кв. м;

Рi и Рi + 1 - давление высоты столба продукта в начале и конце товарной операции, Па;

q - ускорение свободного падения, м/кв. с;

V - объем продукта, куб. м;

H - уровень наполнения емкости, м.

Средства измерений

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

                                                        -4
    Вязкость   нефтепродуктов   не  должна превышать  10   кв. м/с
(100 сСт).  На  резервуары  должны  быть  составлены калибровочные
таблицы по ГОСТ 8.380-80.

Проведение измерений и обработка результатов

2.44. Порядок измерения массы нефтепродукта должен соответствовать изложенному в технических описаниях устройств, применяемых при этом методе измерения.