Чем измеряется уровень нефтепродукта
Порядок и техника замера уровня и плотности нефти и нефтепродуктов
Техника замера уровня и плотности нефти и нефтепродуктов в резервуарах
Перечень инструментов и приспособлений, применяемых при замере уровня нефтепродукта в резервуаре: мерная рулетка с лотом или метршток; водочувствительная лента или паста; мел (мыло, стеарин); ветошь из хлопка; замерная книжка оператора.
Перечень инструментов и приспособлений, применяемых при определении плотности нефтепродуктов: нефтеденсиметр, пробоотборное ведерко, выполненное из оцинкованной кровельной стали или листового алюминия (диаметр 50—60 мм, высота 500 мм).
По требованиям охраны труда указанные инструменты и приспособления должны переноситься в специальной сумке из хлопковой ткани с лямкой через плечо, чтобы при подъеме (спуске) по лестнице на резервуар руки были свободны. Запрещается выполнять замеры во время грозы. Не рекомендуется выполнять замеры в жаркое время дня, так как при открытии замерного люка произойдет большой выброс паров нефтепродукта.
На замерном люке должна быть установлена постоянная точка замера и определена базовая высота резервуара (высотный трафарет), которая должна быть нанесена масляной краской на кровле резервуара вблизи замерного люка. Базовая высота резервуара или высотный трафарет — это высота от верхней замерной кромки замерного люка до днища резервуара в точке постоянного замера. Постоянная точка замера определяется при пустом резервуаре и обусловливается следующими требованиями:
При определении постоянного места замера в горизонтальных резервуарах нельзя ориентироваться на середину люка, так как он может быть скошен относительно оси резервуара.
Замеры могут производиться только после отстоя подтоварной воды и при спокойном зеркале нефтепродукта в резервуаре. Самый точный результат при замерах высоты взлива нефтепродукта в резервуарах получают при пользовании совершенно сухой и начисто протертой мерной ленты рулетки, так как на неоксидированных лентах (особенно на блестящих) линия взлива светлых нефтепродуктов визуально улавливается с трудом. Для повышения точности отсчета при замерах рекомендуется натирать ленту рулетки в месте предполагаемого взлива мелом (мылом, стеарином).
Водочувствительные ленты и пасты применяются для определения уровня подтоварной воды в резервуаре. Водочувствительная лента изготавливается из плотной бумаги в виде полоски шириной 6-7 мм и длиной 50-70 мм, которая покрывается специальным составом желто-коричневого цвета, обладающим стойкостью по отношению к нефтепродукту и свойством растворяться в воде. После контакта с водой в течение 3—4 минут водочувствительный состав растворяется и лента обесцвечивается. По кромке раздела цвета определяется уровень подтоварной воды. При замере уровня нефти или темных нефтепродуктов, которые налипают на водочувствительный слой и препятствуют его контакту с водой, рекомендуется перед употреблением ленту смочить керосином.
Водочувствительные пасты обладают тем же свойством, что и водочувствительные ленты, но более удобны в употреблении. Паста наносится на лот или нижнюю часть метроштока тонким узким слоем с двух сторон. Реакция пасты на воду по сравнению с лентой быстрее, всего 1-2 минуты. Хранить пасту необходимо в закрытых банках.
Качество и точность измерений зависит:
от класса точности (относительной погрешности) средств измерений;
методов измерения, которые характеризуются сходимостью результата повторных измерений, осуществляемых в одинаковых условиях;
быстроты получения результатов (это свойство измерений зависит от рационально составленной методики измерений, уровня автоматизации измерений и обработки полученных данных);
Качество измерений также зависит от:
эргономических показателей, характеризующих систему «человек — объект измерения — средство измерений»;
экологических показателей, характеризующих уровень вредных воздействий на окружающую среду при проведении измерений;
от климатических параметров окружающей среды;
условий безопасности обслуживающего персонала, осуществляющей измерения.
Все перечисленные свойства прямо или косвенно влияют на точность получаемой измерительной информации.
При проведения замера уровня и плотности нефти (нефтепродукта) и подтоварной воды в резервуарах должен соблюдаться следующий порядок:
оператор должен встать с наветренной стороны к замерному люку и плавно открыть его крышку;
закрепить на лоте водочувствительную ленту или нанести пасту;
опустить ленту в резервуар до касания лота с днищем резервуара и сверить показания рулетки с базовой высотой резервуара. Если показания сходятся, то операция по замеру продолжается, если нет, то выясняются причины расхождения. Возможно, в точке замера образовался лед или скопилась грязь и т.д.;
смотать мерную ленту на барабан рулетки до места смачивания ее нефтепродуктом, вытереть насухо это место ветошью и натереть это место ленты мелом;
вновь плавно опустить ленту до касания лота с днищем резервуара и затем быстро смотать на барабан до мелового слоя;
отсчет уровня проводится до миллиметра, результат записывается в замерную книжку. Если линия смачивания больше половины миллиметрового деления рулетки, то результат округляются в большую сторону, если меньше 0,5 мм — в меньшую;
вновь смотать ленту с барабана до касания лота с днищем и выдержать лот несколько минут, затем полностью смотать ленту на барабан и по разделу цвета водочувствительной ленты определить уровень подтоварной воды и результат записать в замерной книжке;
заземлить «под болт» с помощью специального медного тросика пробоотборное ведерко. Для этого на резервуаре должна быть специальная клемма «заземление», а на тросике — контактная пластинка с отверстием;
опустить пробоотборное ведерко в резервуар на середину взли- ва нефтепродукта, выдержать 1—2 минуты и затем поднять пробу;
с помощью нефтеденсиметра определить плотность и температуру пробы нефтепродукта, результаты записать в замерную книжку. Плотность отсчитывается по верхней линии соприкосновения нефтепродукта с нефтеденсиметром, называемой верхним мениском. При этом необходимо, чтобы глаз и линия мениска были на одном уровне, иначе при отсчете делений нефтеденсиметра будет допущена погрешность. Отсчет плотности производится до третьего знака включительно, при этом 0,5 и более в четвертом знаке округляется до единицы и прибавляется к третьему знаку, а менее 0, 5 в четвертом знаке отбрасывается.
При определении температуры нефтепродукта нефтеденсиметр из цилиндра полностью вынимать нельзя, нужно приподнимать настолько, чтобы ртутный баллон термометра оставался в нефтепродукте. Температура должна отсчитываться в целых градусах (более 0,5 °С принимается за целый градус, менее 0,5 °С — отбрасывается). Отсчитывают температуру после того, как столбик ртути в термометре примет постоянное положение; далее по градуировочной таблице определить общий объем жидкости в резервуаре, объем подтоварной воды, объем (нетто) нефтепродукта и расчетным путем определить массу нефтепродукта (нетто).
Контроль уровня нефтепродуктов: уровнемеры в деле!
Уже более ста лет нефть является важнейшим полезным ископаемым в истории человечества (первый в мире насос для добычи «черного золота» был разработан в 1916 году нашим соотечественником – изобретателем Армаисом Арутюновым ). Нефть – основа различных видов топлива, смазочных материалов, растворителей, нефтехимического сырья и т.д.
У темных и светлых нефтепродуктов есть свои индивидуальные физико-химические свойства, которые определяют способ контроля уровня нефтепродуктов на всех этапах хранения, транспортировки и переработки.
Особенности среды делают процесс достаточно сложным и требуют учитывать следующие факторы:
Все эти условия существенно осложняют задачу измерения уровня нефтепродуктов в резервуаре, особенно при необходимости высокой точности. Но решение есть: контроль уровня жидких нефтепродуктов в резервуарах успешно реализуется использованием уровнемеров, как контактных, так и бесконтактных.
Бесконтактный замер уровня нефтепродукта могут обеспечить ультразвуковые уровнемеры EchoTREK, EasyTREK, ULM-53, и радарные уровнемеры Sitrans LR250, Sitrans probe LR, PiloTREK.
В перечне контактных стоит обратить внимание на микроволновый уровнемер для точных измерений в тяжелых условиях MicroTREK, экономичный магнитострикционный уровнемер NivoTrack, емкостной измеритель уровня DLM-35, гидростатические уровнемеры LMK 331 (для агрессивных жидкостей) и LMP 331 (для вязких сред).
Все перечисленные уровнемеры имеют необходимую сертификацию ТР ТС 012/2011 «О безопасности оборудования для работы во взрывоопасных средах».
Для того чтобы выбрать оптимально подходящий задаче уровнемер, стоит ознакомиться с конструктивными особенностями каждой модели.
Технические особенности моделей уровнемеров представлены в сводной таблице.
Чем измеряется уровень нефтепродукта
Одним из важнейших рабочих моментов на нефтегазовом производстве является работа, направленная на измерение уровня нефтепродуктов в резервуарах. Данный вид деятельности на основании ГОСТа 7502 осуществляется при использовании электронных рулеток, всевозможных уровнемеров или измерительных рулеток с грузом. Измерение уровня нефти в резервуаре может быть осуществлено с использованием различных технических средств, имеющих соответствующие сертификаты для осуществления данных процедур.
Компании АО «Си Ай С-Контролс» предлагает своим клиентам надежную систему – КомпАС-УР, главной целью которой является измерение уровня и температуры в резервуарах до 8 метров с жидкими маловязкими продуктами или с сжиженными газами.
Уникальность данной системы заключается в том, что в отличии от прочих преобразователей уровня, КомпАС-УР может осуществлять измерения, не только непроводящих жидкостей, но и электропроводящих жидкостей, а также их смесей практически в любых сочетаниях. Благодаря такой особенности данная автоматизированная система измерения успешно работает с нефтепродуктами и жидкими газами с высоким содержанием влаги.
Важным моментом является то, что КомпАС-УР осуществляет обработку всей измерительной информации в своем электронном блоке. При этом не нужны никакие дополнительные модулей расчета окончательных параметров коммерческого учета. Данный измеритель состоит только из стационарных частей, отлично показал себя в работе. КомпАС-УР не нужно чистить, его обслуживание обходится без выемки из резервуара, в который он установлен.
КомпАС-УР может применяться в следующих областях:
Применения в следующих резервуарах:
КомпАС-УР позволяет осуществить измерения нефтепродуктов и жидких газов с высоким содержанием влаги, эмульсии, включая процентное содержание воды в продукте и высокоточное измерение уровня раздела сред.
Измерение уровня топлива в резервуаре
Одним из главных показателей, на который необходимо обращать внимание при сливе и хранении топлива, принято считать уровень топлива в резервуаре. Традиционно измерение уровня топлива в резервуаре осуществляется при помощи метроштока. Он выглядит как длинная металлическая линейка.
Современные компании, занимающиеся автоматизацией производства, предоставляют своим клиентам автоматические средства постоянного измерения уровня и наличия подтоварной воды. Такие датчики или уровнемеры, позволяют также измерить температуру топлива. Они своевременно подают сигналы на шкафы контроля и управления в операторную.
Также на производствах широко используются датчики предельного уровня. Они выдают сигналы о достижении заранее заданных двух-трех уровней. Чаще всего задаются уровни 90% и 95% заполнения резервуара топливом, так как эти данные являются наиболее важными.
Компании АО «Си Ай С-Контролс» зарекомендовала себя как надежный поставщик измерительных систем. Мы поставляем качественное оборудование, которое позволяет автоматизировать измерительные процессы на предприятиях нефтегазовой, химической и нефтехимической промышленности. Мы подберем лучшее решение для автоматизации вашего производства.
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)
2. Методы и средства измерений нефти и нефтепродуктов
2. Методы и средства измерений нефти и нефтепродуктов 
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.
Технологические трубопроводы для нефтепродуктов должны градуироваться согласно «Методическим указаниям по определению вместимости и градуировке трубопроводов нефтебаз. Геометрический метод».
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.
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.
При учетно-расчетных операциях запрещается пользоваться средствами измерения уровня, не прошедшими госповерку или аттестацию в органах Госстандарта в соответствии с ГОСТ 8.001-80 или ГОСТ 8.326-78.
2.12. Для измерения уровня подтоварной воды применяются водочувствительные ленты или пасты. Ленты прикрепляются, а пасты наносятся тонким слоем с двух сторон на груз рулетки или метрошток.
Ленты должны храниться в плотно закрытых футлярах, пересыпанные мелом или тальком, а паста в закрытых банках. Пасты применяются, главным образом, для измерения подтоварной воды в светлых нефтепродуктах.
2.13. Плотность в отобранных пробах определяется ареометрами стеклянными типа АН или АНТ-1 по ГОСТ 18481-81, имеющими погрешность измерений +/- 0,5 кг/куб. м, или гидростатическими весами. Цилиндры стеклянные для ареометров должны соответствовать этому стандарту. В трубопроводе плотность нефтепродукта может измеряться автоматическими измерителями плотности, допущенными к применению Госстандартом и обеспечивающими погрешность измерения не более +/- 0,1%.
2.14. Температура нефтепродуктов должна измеряться термометрами ртутными стеклянными лабораторными ТЛ-4 группа 4Б N 1 и 2.
Измерять среднюю температуру нефтепродукта в резервуарах можно с помощью термометров сопротивления. Погрешность средств измерения температуры не должна превышать +/- 0,5 град. C.
2.15. Уровень нефтепродуктов в резервуарах можно измерять рулеткой с грузом или уровнемерами с местным отсчетом или дистанционной передачей показаний на пульт в операторную; показания необходимо считывать с точностью до 1 мм; место касания груза на днище резервуара должно быть горизонтальным и жестким. При измерениях в горизонтальных резервуарах нижний конец метроштока или груза рулетки должен попадать на нижнюю образующую резервуара. Стабильность точки отсчета контролируется базовой высотой. В случае изменения базовой высоты необходимо выяснить причину этого изменения и устранить ее.
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.
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:
Допустимый уклон резервуара не более 1:1000.
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.
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:
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.
2.27. 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 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:
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.
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.
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).