Билет № 16. Массу брутто нефти определяют как произведение объема нефти и плотности, приведенной к условиям измерений объема

1. Измерение массы нефти в мерах полной вместимости. При измерениях массы нефти в мерах полной вместимости косвенным методом статических измерений объем нефти определяют по свидетельству о поверке меры полной вместимости. Плотность нефти измеряют переносным плотномером или определяют лабораторным методом по точечной пробе нефти, отобранной из меры полной вместимости по ГОСТ 2517.

Массу брутто нефти определяют как произведение объема нефти и плотности, приведенной к условиям измерений объема, или как произведение объема нефти и плотности нефти, приведенных к стандартным условиям.

Температуру нефти в мерах полной вместимости измеряют термометром в точечной пробе нефти. При измерениях массы нефти в мерах полной вместимости прямым методом статических измерений массу порожней меры полной вместимости и массу меры полной вместимости с нефтью измеряют на весах. Массу брутто нефти вычисляют как разность массы меры полной вместимости с нефтью и массы порожней меры полной вместимости. Для обеспечения достоверности учетных операций меры вместимости и меры полной вместимости подвергают периодической очистке от донных отложений в соответствии с РД 153-39.4-078-01. При этом обеспечивают герметичность технологической обвязки и запорной арматуры меры вместимости и отсутствие утечек нефти, а также возможность проверки герметичности запорной арматуры.

 

2. Назначениие и принцип работы турбинного расходомера. Турбинные счетчики наиболее распространенный тип средств измерений используемых на УУН для измерения объема продукта. Чувствительным элементом турбинного счетчика явл. Аксиальная (осевая турбинка) с лопастями, расположенными под углом к направлению потока жидкости, и свободно вращающаяся на подшипниках. Частота вращения турбинки прямо пропорционально скорости потока и следовательно расходу проходящей жидкости, а число оборотов ее за опред. период – объему жидкости прошедшей на этот период. На УУН в настоящее время применяются турбинные счетчики с электронным преобразователем. Счетчик состоит: из турбинного преобразователя расхода (ТПР) и электронного преобразователя расхода (вторичного прибора). В корпусе ТПР размещена турбинка в подшипниках, а с наружи корпусов прикреплен магнитоиндукционный датчик (МИД) – это катушка из множества витков из тонкого провода, в которой находится сердечник с таблеткой постоянного магнита. Приврешение турбинки и прохождение лопастей ее мимо катушки в ней в следствие изменения магнитного потока находится переменная ЭДС, по форме близкая к синусоиде. Этот сигнал может подаваться непосредственно на вход электронного преобразователя или на вход усилителя расположенного в корпусе МИД. Сигнал МИД усиливается и преобразовывается в импульсы прямоугольной формы, частота следования которых пропорциональна расходу продукта, количества - объема продукта. В дальнейшем в электронном преобразователе частотно импульсный сигнал ТПР преобразовывается в объем и расход продукта.

3. ПСП приема – сдаточный пункт - состоит:

СИКН (основная схема учета) с применением методов динамических измерений) 2. Резервная схема учета. 3. Аккредитованная испытательная (аналитическая) лаборатория. 4. Операторная. 5. Бытовые и вспомогательные помещения. В качестве резервной схемы учета применяют СИКН, меры вместимости (резервуары, танки наливных судов), меры полной вместимости (железнодорожные и автоцистерны). Резервная схема может принадлежать владельцу СИКН или другой стороне. В состав ПСП может входить несколько СИКН при осуществлении операции приема – сдачи нефти по нескольким направлениям. При наличии испытательной лаборатории у принимающей и сдающих сторон в состав ПСП включают лабораторию по соглашению сторон.

 

4.Правила безопасности при отборе проб из РВС.

4. При выполнении работ по отбору проб и замере уровня нефти в резервуарах следует соблюдать правила техники безопасности и пожарной безопасности при об­ращении с нефтью и нефтепродуктами.

5. Содержание вредных веществ в воздухе рабочей зоны не должно превышать предельно допустимых концентраций (ПДК), установленных в ГОСТ 12.1.005—76.

6. Переносные пробоотборники должны быть изготовлены из материала, не образующего искр при ударе (алюминия, бронзы, латуни и др.).

7. Отбор пробы нефти или нефтепродукта и замер уровня производятся в присутствии наблюдающего (дублера). При этом следует стоять спиной к ветру в целях предотвращения вдыхания паров нефти или неф­тепродукта.

8. При выполнении работ в колодцах, приямках и других углублениях следует применять шланговые самовсасываю­щие противогазы ПШ-1 или ПШ-2.

9. При выполнении работ в газоопасных мес­тах, а также сероводородсодержащих нефтей и нефтепродуктов следует применять фильтрующий противогаз ФУ-13 марок А, В, Г, КД и др. по ГОСТ 12.4.034—85.

10. В местах отбора проб и замера уровня должны быть установлены светиль­ники во взрывозащищенном исполнении. При отборе проб в не­освещенных местах следует пользоваться переносными светиль­никами во взрывозащищенном исполнении. Переносные светиль­ники включают и выключают за земляным валом или огражде­нием резервуарного парка.

11. Работы проводят в специальной одежде и обуви, изго­товленных из материалов, не накапливающих статическое элект­ричество, в соответствии с требованиями ГОСТ 12.4.124—83.

12. Для крепления переносного пробоотборника используют гибкие, не дающие искр, металлические тросики. При применении шнуров (веревок и т. д.) из неэлектропроводных материалов на их поверхности должен быть закреплен многожильный, не даю­щий искр, неизолированный металлический проводник, соединен­ный с пробоотборником. Перед отбором проб тросик или провод­ник должен заземляться с элементами резервуара или транспорт­ного средства.

13. Запрещается отбирать пробы нефти или нефтепродукта на открытом воздухе во время грозы.