БИЛЕТ № 20. 1. Основной метод измерения массы при

1. Основной метод измерения массы при

учетно расчетных операциях. (с применением СИКН).

Массу брутто принятой и сданной нефти с применением СИКН определяют согласно РД 153-39.4-042.

При приёме-сдаче нефти по показаниям СИКН применяют следующие основные методы измерений:

- косвенный метод динамических измерений с применением преобразователей объёмного расхода (далее – ПР), включая ультразвуковые, и поточных преобразователей плотности;

- прямой метод динамических измерений с применением массомеров.

При измерениях массы брутто нефти косвенным методом динамических измерений регистрируют результаты измерений:

- объема нефти (м³), измеренного каждым рабочим ПР в рабочих условиях и приведенного к стандартным условиям;

- объема нефти (м³), приведенного к стандартным условиям, измеренного СИКН;

- плотности нефти (кг/м³), измеренной поточным плотномером, приведенной к условиям измерений объема и к стандартным условиям;

- массы брутто нефти (т), измеренной по каждой рабочей линии и всей СИКН.

При измерениях косвенным методом динамических измерений, массу брутто нефти вычисляют как произведение соответствующих значений:

объёма и плотности нефти, приведённых к условиям измерений объема;

объёма и плотности нефти, приведённых к стандартным условиям согласно ГОСТ Р 8.595.

При определении объема нефти применяют ПР (турбинные, лопастные, роторные, ультразвуковые и др.), преобразователи давления и температуры, систему обработки информации.

При определении плотности нефти применяют поточные преобразователи плотности, преобразователи давления и температуры, систему обработки информации.

На выходе каждой измерительной линии, на входе и выходе поверочной установки устанавливают преобразователь давления и манометр, преобразователь температуры и стеклянный термометр. На выходном коллекторе СИКН – преобразователь давления и манометр.

В том случае, если вязкость нефти влияет на характеристики ПР, вязкость нефти определяют с периодичностью, указанной для метода измерений по ГОСТ 33.

В том случае, если на показания ПР вводят поправку по вязкости, ее измеряют поточным вискозиметром.

При измерениях прямым методом динамических измерений массу брутто нефти измеряют массомерами и автоматически регистрируют результаты измерений массы нефти (в тоннах), измеренной каждым рабочим массомером и всей СИКН.

2. Состав блока качества.

Часть УУН обычно выполненная в виде утепленного помещения, в котором размещаются средства измерения параметров качества продукта, пробоотборник и др. устройства БИК устанавливается на байпасе килектора УУН, и через него проходит часть потока продукта. Состав БИК зависит от типа применяемых преобразователей расхода и параметров качества продукта которые необходимо измерять. Технологическая схема БИК для УУН с турбинными и объемными счетчиками, предназначенными для измерения массы продукта, плотности и отбора объединенной пробы вкл.: датчики плотности со встроенными датчиками температуры, датчики давления, показывающие манометр, датчики температуры, автоматический пробоотборник, индикатор скорости продукта через БИК, клапаны для подключения пикнометра, вискозиметр – устанавливается в том случае, если в УУН используется ТПР, насосы, анализаторы качества, поточный влагомер солемер, прибор для измерения объема свободного газа в нефти, пробозаборные устройства. Два датчика плотности устанавливают для повышения надежности измерений. Датчики можно размещать как последовательно так и параллельно. Предпочтительно симметричная параллельная установка, так как при этом обеспечиваются равномерное распределение потока через оба датчика и одинаковые результаты измерения. Путем сличения сигналов обоих датчиков осуществляют контроль за правильностью измерений и своевременно выявляют отказ датчиков.

 

3 Метод определния плотности ареометром.

ГОСТ 3900-85 “Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности”. Сущность метода заключается в погружении ареометра в испытуемый продукт, снятии показания по шкале ареометра при температуре определения и пересчете результатов на плотность при температуре 20℃.

4 Хранение проб нефти и нефтепродуктов.

Пробы нефти или нефтепродукта хранят в помещении, отвечающем противопожарным

требованиям, предъявляемым к кладовым легковоспламеняющихся и горючих жидкостей.

Пробы нефти или нефтепродукта с нормированным давлением насыщенных паров хранят при температуре не выше 20°С. Пробы хранят в шкафу или ящике с гнездами из несгораемого материала. На случай разногласий в оценке качества пробы нефтепродукты хранят в течение 45 сут. со дня отгрузки.

Для нефтепродуктов, предназначенных для представителя заказчика и для длительного

хранения, пробу на случай разногласий в оценке качества хранят в течение 3 мес.. Пробы нефти на случай разногласий в оценке качества при транспортировании ее по

нефтепроводу хранят не более 25 сут, при транспортировании другими видами транспорта – не более 45 сут. Для нефти или нефтепродуктов, предназначенных для экспорта, срок хранения проб на случай разногласий в оценке качества составляет:

для нефти - 3 мес.для нефтепродукта - 4 мес.

При отгрузке нефти и нефтепродуктов в страны-члены СЭВ, а также в КНДР и КНР пробы хранят в течение 6 мес.