Сдам Сам

ПОЛЕЗНОЕ


КАТЕГОРИИ







Учет нефти и нефтепродуктов при приеме, транспортировке и хранении.





Учет нефти и нефтепродуктов при приеме, транспортировке и хранении.

В нашей стране транспортировка нефти и нефтепродуктов осуществляется железнодорожным, речным, морским, автомобильным, трубопроводным, а в ряде случаев и воздушным транспортом. При этом по трубопроводам транспортируют только светлые нефтепродукты (автомобильный бензин, дизельное топливо, авиационный керосин), печное топливо и мазут, а другими видами транспорта перевозят нефть и все виды нефтепродуктов.

Транспортировка нефтепродуктов по железной дороге производится в специальных цистернах или крытых вагонах в таре.

Различают следующие виды цистерн:

- цистерны специального назначения, предназначенные для перевозки высоковязких и высокопарафинистых нефтепродуктов;

- цистерны с паровой рубашкой, нижняя часть которых снабжена системой парового подогрева с площадью поверхности нагрева ~ 40 м2 ;

- цистерны-термосы, предназначенные для перевозки подогретых высоковязких нефтепродуктов;

- цистерны для сжиженных газов, рассчитанные на повышенное давление (пропан – 2 МПа; бутан – 8 МПа).

Объем современных цистерн составляет от 54 до 162 м3 .

Достоинства железнодорожного транспорта:

- возможность круглогодичного осуществления перевозок;

- в одном составе могут одновременно перевозиться различные грузы;

- нефть и нефтепродукты могут быть доставлены в любой пункт страны, имеющий железнодорожное сообщение;

- скорость доставки грузов примерно в 2 раза выше, чем речным транспортом.

Недостатки железнодорожного транспорта:

- высокая стоимость прокладки;

- увеличение загрузки существующих железных дорог и в связи с этим - возможные перебои в перевозках других грузов;

- холостой пробег цистерн от потребителей к производителям нефтепродуктов.

Водный транспорт.

Для перевозки нефтепродуктов используются сухогрузные и наливные суда. Для перевозки нефти - наливные суда. Сухогрузными судами нефтепродукты перевозятся непосредственно на палубе – в бочках. Нефтеналивные суда перевозят нефть и нефтепродукты в трюмах и в танках.

Различают следующие виды нефтеналивных судов:

- танкеры морские и речные;

- баржи морские и речные.

Танкер – это самоходное судно, корпус которого системой продольных и поперечных переборок разделен на отсеки. Нефть и нефтепродукты перевозят в специально отведенных для этих целей грузовых отсеках, так называемых танках, которые соединены между собой трубопроводами, проходящими от насосного отделения по днищу танка. Они также оборудованы подогревателями, установками для вентиляции и пропаривания, средствами пожаротушения, специальной газоотводной системой с дыхательными клапанами и т.д.

Речные танкеры по сравнению с морскими имеют относительно небольшую грузоподъемность.

Баржи в отличие от танкеров не имеют собственных насосов.

Морские баржи обычно служат для перевозок нефти и нефтепродуктов, когда танкеры не могут подойти к причалам для погрузки-выгрузки.

Речные баржи служат для перевозки нефти и нефтепродуктов по внутренним водным путям.

Новым направлением в организации водных перевозок нефтепродуктов является использование подводных лодок для их доставки в районы Крайнего Севера. В настоящее время нефтепродукты доставляются сюда морским и речным транспортом. Однако на отдельных участках Северного морского пути сплошное ледовое покрытие препятствует навигации почти в течение семи месяцев. Кроме того, потребители нефтепродуктов очень разбросаны.

Достоинства водного транспорта:

- относительная дешевизна перевозок;

- неограниченная пропускная способность водных путей;

- возможность завоза нефтепродуктов в отдаленные районы страны, не связанные железной дорогой с НПЗ.

Недостатки водного транспорта:

- сезонность перевозок;

- небольшая скорость продвижения;

- невозможность полностью использовать тоннаж судов при необходимости переброски специальных нефтепродуктов в небольших количествах;

- порожние рейсы судов в обратном направлении.

Автомобильный транспорт.

Автомобильный транспорт используется для завоза нефтепродуктов потребителям, удаленным на небольшое расстояние от источников снабжения.

Автоперевозки нефтепродуктов осуществляются в таре (в бочках, канистрах, бидонах), а также в автомобильных цистернах.

Достоинства автомобильного транспорта:

- большая маневренность;

- быстрота доставки;

- возможность завоза грузов в пункты, значительно удаленных от водных путей и железной дороги;

- всесезонность.

Недостатки автомобильного транспорта:

- ограниченная вместимость цистерн;

- относительно высокая стоимость перевозок;

- наличие порожних обратных пробегов автоцистерн;

- значительный расход топлива на собственные нужды.

Трубопроводный транспорт.

Основные достоинства трубопроводного транспорта:

- возможность прокладки трубопровода в любом направлении и на любое расстояние – это кратчайший путь между начальным и конечным пунктами;

- бесперебойность работы и гарантированное снабжение потребителей, независимо от погоды, времени года и суток;

- наибольшая степень автоматизации;

- высокая надежность и простата эксплуатации;

- разгрузка традиционных видов транспорта.

Недостатки трубопроводного транспорта:

- большие первоначальные затраты на сооружение магистрального трубопровода, что делает целесообразным сооружение трубопроводов только при больших, стабильных грузопотоках;

- определенные ограничения на количество сортов (типов, марок) нефтепродуктов, транспортируемых по одному трубопроводу;

- «жесткость» трассы трубопровода, вследствие чего для организации снабжения энергоносителями новых потребителей нужны дополнительные капиталовложения.

Контроль качества нефтепродуктов

При транспортировке по МНПП

Для уменьшения смешений нефтепродуктов периодически проводится контроль состояния запорной арматуры на технологических трубопроводах, для чего осуществляется отбор проб с характерных точек.

Контроль качества нефтепродуктов при транспортировке проводится на головных и промежуточных станциях путем отбора проб из трубопровода через каждые 500 м3 транспортируемого нефтепродукта либо через каждые 1-2 часа.

При последовательной транспортировке топлива для реактивных двигателей для каждого конкретного нефтепродуктопровода разрабатывается индивидуальная инструкция.

Контроль за продвижением партий различных нефтепродуктов по МНПП и отводам на нефтебазы, прием и раскладка смесей осуществляется с помощью автоматических приборов, принцип действия которых основан на разности свойств нефтепродуктов. При отсутствии автоматических приборов контроль последовательной транспортировки производится отбором проб вручную с последующим их анализом.

Контроль качества нефтепродуктов при наливе в железнодорожные

И автомобильные цистерны.

Проверяется пригодность железнодорожных цистерн к наливу соответствующей марки нефтепродуктов согласно требованиям установленных нормативных документов.

Отбор проб нефтепродуктов из железнодорожных цистерн для проведения приемо-сдаточного анализа после окончания налива проводится в соответствии с требованиями нормативных документов.

К приемо-сдаточному акту при наливе в железнодорожные и автомобильные цистерны прилагается паспорт качества нефтепродукта из того резервуара, из которого проводился налив.

Результаты приемо-сдаточного анализа сравниваются с данными паспорта качества нефтепродукта в резервуаре.

Железнодорожные цистерны с налитым нефтепродуктом пломбируются.

 

Нефтепродуктопроводов

 

Акционерные общества магистральных нефтепродуктопроводов (ОАО), входящие в состав АК «Транснефтепродукт», принимают нефтепродукты от Заказчика для их перемещения из пунктов производства в пункты сдачи и отгрузки в соответствии с условиями договоров на услуги по транспортированию нефтепродуктов.

Заказчик – юридическое лицо, владеющее нефтепродуктами на правах собственности (Грузовладелец), вступающее в договорные отношения с АК «Транснефтепродукт» и/или ее ОАО на прием, транспортирование и сдачу нефтепродуктов по трубопроводам на пункты назначения или отгрузку их с наливных пунктов.

Грузоотправитель – юридическое или физическое лицо, действующее по договору или доверенности с Заказчиком и от его лица выполняющее операции по приему (отгрузке, отпуску) нефтепродуктов и оформлению транспортных документов.

Исполнитель – АК «Транснефтепродукт» или ее дочернее предприятие -организация системы ОАО «АК «Транснефть» (ОСТ), выполняющие все условия заключенного с Заказчиком договора на транспортирование нефтепродуктов по территории России и за ее пределы.

Получатель – лицо, получающее нефтепродукт в пункте назначения.

Прием и сдача нефтепродуктов по количеству и качеству осуществляется на приемо-сдаточных пунктах (ПСП) на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ), головных, конечных и других перекачивающих станциях, наливных пунктах (НП) и раздаточных блоках магистральных нефтепродуктопроводов, нефтебазах и других организаций (предприятий) по обеспечению нефтепродуктами.

При проведении учетно-расчетных операций в системе трубопроводного транспорта следует различать следующие нефтепродукты:

- нефтепродукт Заказчика, который принимается от него или для него для оказания услуг по транспортированию;

- нефтепродукт – собственность ОСТ, технологически необходимый для поддержания оптимальных режимов перекачки (объем трубопроводов и мертвых остатков в резервуарах);

- нефтепродукт, приобретаемый ОСТ для реализации и собственных нужд трубопроводного транспорта.

При учете нефтепродуктов различают оперативный учет, который обеспечивает нормальный режим эксплуатации системы магистральных трубопроводов и коммерческий учет, необходимый для получения объективной документации – коммерческой, бухгалтерской и учетной, используемой при учетно-расчетных операциях.

АК «Транснефтепродукт», ее ОСТ принимают нефтепродукты от Заказчика для их перемещения от пунктов производства до пунктов сдачи и отгрузки в соответствии с условиями договоров на услуги по транспортированию по МНПП, регламентирующими запасы по отдельным показателям качества нефтепродукты при приеме от НПЗ и др.

ОСТ по МНПП обязаны поставить Заказчику нефтепродукты, марка и качество которых соответствуют условиям договора, с сопровождением необходимыми документами.

Документом, удостоверяющим качество принимаемого к транспортировке нефтепродукта, является паспорт качества НПЗ с информацией о сертификате соответствия. Юридическое лицо, выдавшее паспорт, гарантирует и несет ответственность за качество и достоверность указанных в паспорте показателей, определяемых в объеме требований ГОСТ (ТУ), На нефтепродукты, контролируемые представителем Заказчика, в паспорте качества на сдаваемый нефтепродукт делается отметка за подписью Представителя заказчика «Продукт стандартный. Соответствует ГОСТ (ТУ)… Подлежит отгрузке».

Прием нефтепродуктов без паспорта качества не допускается.

Качество принимаемого нефтепродукта проверяется (подтверждается) испытаниями (анализами), проводимыми аккредитованными в установленном порядке испытательными (химико-аналитическими лабораториями (ХАЛ)) ОСТ, которые при приеме в резервуары по результатам проведенных анализов, отобранных согласно ГОСТ 2517 проб, выдают паспорта качества.

Паспорт качества заполняется ХАЛ ОСТ по всем показателям ГОСТа или ТУ на нефтепродукт. Значения показателей, не определяемых ХАЛ ОСТ, проставляются по заводскому паспорту с соответствующей отметкой в паспорте. По согласованию с Заказчиком допускается заполнять паспорт качества по показателям, определяемым в лаборатории ОСТ. При сдаче Заказчику топлива для реактивных двигателей к паспорту, выдаваемому лабораторией, прилагается паспорт качества завода-изготовителя.

На паспорте качества по диагонали ставится штамп «Стандартный. Соответствует ГОСТ (ТУ)…». В паспорте качества указывается информация о сертификате соответствия завода-изготовителя.

Анализ качества транспортируемых нефтепродуктов проводится по методам испытаний, указанным в ГОСТ или ТУ на продукты.

Для сокращения времени испытаний могут применяться экспресс-анализаторы, включенные в Государственный реестр средств измерений, допущенные к применению в Российской Федерации и обеспечивающие измерения показателей качества нефтепродуктов с нормированной в НД на методы испытаний нефтепродуктов точностью.

При несоответствии определяемого показателя стандартному значению и отсутствии взаимного признания сторонами экспресс-метода нефтепродукт подвергается повторному анализу по методу, указанному в ГОСТ или ТУ на данный нефтепродукт.

Помимо методик испытаний, изложенных в ГОСТ, ТУ на нефтепродукты, допускается применение методик, соответствующих по номенклатуре и диапазону контролируемых показателей качества стандартным методам и удовлетворяющим требованиям ГОСТ Р 8.563.

В зависимости от назначения проводятся следующие лабораторные анализы: ходовые, приемо-сдаточные, контрольные и арбитражные.

Ходовой анализ проводится для оперативного контроля качества нефтепродукта при транспортировке по МНПП.

Приемо-сдаточный анализ проводится для подтверждения соответствия качества принимаемых или отгружаемых нефтепродуктов марке, указанной в сопроводительных документах.

Контрольный анализ направлен на проверку соответствия ряда основных показателей качества принятого нефтепродукта, указанным в нормативной документации, и на проверку отсутствия его смешения с другими сортами, а также на обнаружение начала изменения качества нефтепродукта.

Контрольный анализ нефтепродуктов проводится при приеме от НПЗ или ОСТ, при сдаче в резервуары смежного ОСТ, Заказчикам, а также при хранении. При длительном хранении в резервуарах и трубопроводах контрольные анализы проводятся:

для бензинов - не реже одного раза в 6 месяцев;

для дизельных топлив – один раз в год.

Контролируемые показатели качества нефтепродуктов, определяемые при ходовом, приемо-сдаточном и контрольном анализах приведены в таблице:

Объем анализов нефтепродуктов

Вид Анализ
нефтепродукта Ходовой и приемо-сдаточный Контрольный
Топливо для реактивных двигателей 1. Плотность при 200С 2. Содержание механических примесей и воды 3. Кинематическая вязкость при 200С (при необходимости) 4. Температура вспышки в закрытом тигле 1. Плотность при 200С 2. Содержание механических примесей и воды 3. Кинематическая вязкость при 200С 4. Температура вспышки в закрытом тигле 5.Фракционный состав 6. Содержание водорастворимых кислот и щелочей 7. Концентрация фактических смол 8. Температура начала кристаллизации в оС  
Автомобильные бензины 1. Цвет 2. Плотность при 200С 3.Содержание механических примесей и воды 4.Фракционный состав 1. Цвет 2. Плотность при 200С 3.Содержание механических примесей и воды 4.Фракционный состав 5. Содержание водорастворимых кислот и щелочей 6. Октановое число (при необходимости) 7. Концентрация фактических смол  
Топлива дизельные 1. Плотность при 200С 2. Содержание механических примесей и воды 3. Температура вспышки в закрытом тигле 4. Содержание серы (при необходимости) 1. Плотность при 200С 2. Содержание механических примесей 3. Содержание воды 4. Температура вспышки в закрытом тигле 5. Содержание серы 6. Содержание водорастворимых кислот и щелочей 7. Температура застывания 8. Температура помутнения (предельная температура фильтруемости)

 

При арбитражном анализе определяются все показатели качества согласно требованиям ГОСТ (ТУ) или только те, по которым возникли разногласия. Арбитражный анализ проводится в независимой аккредитованной в установленном порядке лаборатории по согласованию заинтересованных сторон. Результаты оформляются актом.

Учет контрольных операций.

Для обеспечения учета контрольных операций при определении качества нефтепродуктов в ХАЛ должны быть следующие документы:

- журнал анализов принимаемых (откачиваемых) нефтепродуктов;

- журнал регистрации проб нефтепродуктов;

- журнал анализов светлых нефтепродуктов;

- акты отбора проб нефтепродуктов;

- рабочий журнал лаборантов;

- технологическая схема ПСП с указанием мест отбора проб;

- журнал телефонограмм;

- журнал проверки качества нефтепродуктов в технологии ЛПДС и емкостях утечек;

- журнал приготовления рабочих и титровальных растворов;

- график поверки средств измерений;

- график зачистки резервуаров;

- паспорта качества на нефтепродукты;

- журнал регистрации и выдачи паспортов качества нефтепродуктов;

- журнал проверки подтоварной воды на коррозионную активность (для ЛПДС, принимающих нефтепродукты с ПХН).

 

Методы отбора проб.

Контроль качества нефтепродукта производится путем отбора и анализа проб из резервуаров, емкостей и трубопроводов по ГОСТ 2517.

В зависимости от способа отбора и назначения пробы отбираются точечные, объединенные, ходовые, контрольные и арбитражные.

Точечная проба отбирается в один прием и характеризует качество нефтепродукта на определенном уровне в резервуаре, цистерне или в определенный момент времени при отборе из трубопровода.

Объединенная проба составляется из нескольких точечных проб, отобранных в соответствующем порядке, и объединенных в указанном соотношении.

Контрольная проба используется для выполнения анализа и является частью точечной или объединенной пробы.

Арбитражная проба оформляется, хранится в установленном порядке и используется в случае разногласий сторон в качестве нефтепродукта и является частью точечной или объединенной пробы.

 

Для отбора проб применяют пробоотборники, тип которых зависит от характеристики нефтепродукта (от давления насыщенных паров), объекта, откуда отбирается проба.

Переносные пробоотборники для отбора проб нефтепродукта с заданного уровня емкости должны иметь крышки или пробки, обеспечивающие их герметичность и легко открывающиеся на заданном уровне.

Масса переносного пробоотборника должна быть достаточной, чтобы обеспечить его погружение в нефтепродукт.

Переносной пробоотборник осматривают перед каждым отбором пробы, на нем не должно быть трещин, пробки, крышки, прокладки не должны иметь дефектов, нарушающих герметичность переносного пробоотборника.

Переносной пробоотборник перед отбором проб нефтепродукта должен быть чистым и сухим.

Пробосборник изготовляют из материала, стойкого к воздействию отбираемого нефтепродукта в расчете на рабочую температуру и давление, в 1,5 раза превышающее рабочее.

Пробоотборник ручного отбора проб из трубопровода должен содержать следующие основные узлы:

- пробозаборное устройство;

- запорное устройство;

- пробосборник (пробоприемник).

Конструкция пробозаборного устройства должна быть достаточно прочной, чтобы выдерживать изгибающие моменты под влиянием максимальной скорости потока в трубопроводе, противостоять вибрации, а также создавать минимальное возмущение потока в трубопроводе.

Диаметр пробозаборной трубки, если пробозаборное устройство (ПЗУ) состоит из 1–й трубки, или наименьший диаметр пробозаборной трубки, если ПЗУ состоит из нескольких трубок, должен быть:

6 мм – при кинематической вязкости нефтепродукта до 15 мм2/с (15 сСт) при температуре 200С;

12 мм – при кинематической вязкости нефтепродукта, равной или выше 15 мм2/с (15 сСт) при температуре 200С;

Для обеспечения нормального режима работы насоса в контуре отбора проб диаметр ПЗУ может быть увеличен.

В зависимости от привода запорного устройства применяют автоматические и ручные пробоотборники.

Запорное устройство представляет собой кран, служащий для перепуска пробы через ПЗУ в пробосборник.

В качестве пробосборника, предназначенного для накопления объединенной пробы при автоматическом отборе пробы, применяют сосуды под давлением (закрытые) и атмосферные сосуды (открытые) в зависимости от характеристики отбираемой нефтепродукта или выполняемого анализа.

Применяют сосуды под давлением 3-х видов:

1- с выровненным давлением;

2- с накоплением пробы вытеснением заполняющего их водного насыщенного раствора хлористого натрия (рассола);

3- с накоплением пробы вытеснением оставшегося в них воздуха.

Сосуды под давлением 1-го и 2-го видов должны иметь предохранительный клапан для сброса избыточного давления.

Атмосферный сосуд представляет собой емкость с 1-м отверстием и применяется для отбора проб нефтепродукта с ДНП не более 40 кПа (300мм рт ст). Сосуд с пробой должен герметично закрываться крышкой или пробкой.

Автоматический отбор проб осуществляется с помощью автоматических пробоотборников периодически – через равные промежутки времени – или в зависимости от скорости перекачки.

Конструкция пробосборника для отбора проб нефтепродукта с ДНП более 40 кПа (300 мм рт ст) должна обеспечивать накопление пробы без контакта с воздухом и при том же давлении, что и в т/п.

Присоединение и отсоединение пробосборника в пробоотборную систему должно быть герметичным.

Объем объединенной пробы устанавливается нормативными документами и соответствующими инструкциями.

Перед отбором пробы из резервуара нефтепродукты отстаивают не менее 2 часов и удаляют отстой воды и загрязнений.

Пробу из резервуара с нефтепродуктом, находящимся под давлением свыше 1,96 кПа (200 мм вод.ст.), отбирают без разгерметизации резервуара.

Пробу нефтепродукта из резервуара с понтоном или плавающей крышей отбирают из перфорированной колонны.

 

Отбор проб из вертикальных резервуаров

1. Для отбора проб объединенной пробы нефтепродукта в один прием применяют стационарные пробоотборники или с перфорированной заборной трубкой.

За нижнюю точку отбора пробы нефтепродукта принимают уровень на расстоянии 250 мм от днища резервуара.

2.Точечные пробы нефтепродукта из вертикального цилиндрического или прямоугольного резервуара отбирают стационарным или переносным пробоотборником из трех уровней:

верхнего – на 250 мм ниже поверхности нефтепродукта;

среднего – с середины высоты столба нефтепродукта;

нижнего – на 250 мм выше днища резервуара.

Объединенную пробу нефтепродукта составляют смешением точечных проб верхнего, среднего и нижнего уровней в соотношении 1:3:1.

3. Точечные пробы из резервуара, в котором нефтепродукт компаундируется, при проверке однородности нефтепродукта отбирают по п.2 и анализируют отдельно.

По требованию представителя заказчика точечные пробы нефтепродукта отбирают через каждые 1000 мм высоты столба нефтепродукта, при этом точечные пробы верхнего и нижнего уровней отбирают по п.2.

4. Точечные пробы при высоте уровня нефтепродукта в резервуаре не выше 2000 мм (или остаток после опорожнения) отбирают с верхнего и нижнего уровней по п.2.

Объединенную пробу составляют смешением одинаковых по объему точечных проб верхнего и нижнего уровней.

При высоте уровня нефтепродукта менее 1000 мм (остаток после опорожнения) отбирают одну точечную пробу с нижнего уровня согласно п.2.

 

Отбор проб из горизонтальных резервуаров

1. Точечные пробы нефтепродукта из горизонтального цилиндрического резервуара диаметром более 2500 мм отбирают переносным пробоотборником с трех уровней:

верхнего – на 200 мм ниже поверхности нефтепродукта;

среднего – с середины высоты столба нефтепродукта;

нижнего – на 250 мм выше нижней внутренней образующей резервуара.

Объединенную пробу составляют смешением точечных проб верхнего, среднего и нижнего уровней в соотношении 1:6:1.

2. Точечные пробы нефтепродукта из горизонтального цилиндрического резервуара диаметром менее 2500 мм независимо от степени заполнения, а также из горизонтального цилиндрического резервуара диаметром более 2500 мм, но заполненного до высоты, равной половине диаметра и менее, отбирают с двух уровней: с середины высоты столба жидкости и на 250 мм выше нижней внутренней образующей резервуара.

Объединенную пробу составляют смешением точечных проб среднего и нижнего уровней в соотношении 3:1.

При высоте уровня нефтепродукта менее 500 мм отбирают одну точечную пробу с нижнего уровня по п.1.

По требованию потребителя из горизонтального цилиндрического резервуара донную пробу нефтепродукта отбирают переносным металлическим пробоотборником.

Отбор проб из резервуаров траншейного типа

 

1. Точечные пробы нефтепродукта из резервуара траншейного типа отбирают переносным пробоотборником с верхнего, среднего и нижнего уровней, соответствующих 0,93; 0,64; 0,21 объема нефтепродукта (отсчет снизу).

Объединенную пробу составляют смешением точечных проб верхнего, среднего и нижнего уровней в соотношении 1:3:3.

2. Точечные пробы из резервуара, заполненного нефтепродуктами с различной плотностью (расхождения более 2 кг/м3), отбирают с семи уровней, соответствующих 0,93; 0,78; 0,64; 0,50; 0.36; 0,21; 0,07 объема нефтепродукта (отсчет снизу).

 

Общие требования

1. Пробу нефтепродукта из трубопровода отбирают стационарным пробоотборником.

2. Пробу из трубопровода отбирают только в процессе перекачивания при скорости жидкости на входе в пробозаборное устройство, равной средней линейной скорости жидкости с трубопроводе в том же направлении.

3. Допускается отбирать пробу при скорости жидкости на входе в пробозаборное устройство не менее половины или не большей, чем в 2 раза средней линейной скорости жидкости в трубопроводе.

4. Пробозаборное устройство устанавливают внутри трубопровода в однородном потоке жидкости на вертикальном или горизонтальном участке трубопровода при высокой линейной скорости движения жидкости, после насоса или перемешивающего устройства.

5. На вертикальном участке трубопровода пробозаборное устройство устанавливают в конце участка по направлению движения жидкости на расстоянии половины диаметра трубопровода до начала его изгиба, если участок трубопровода только восходящий или только нисходящий.

Пробозаборное устройство устанавливают в конце второго участка по направлению движения жидкости на расстоянии половины диаметра трубопровода до начала его изгиба, если трубопровод имеет восходящий или нисходящий вертикальные участки, расположенные рядом.

Длина только восходящего или только нисходящего вертикального участка трубопровода или суммарная длина вертикальных участков, расположенных рядом, должна быть не менее шести диаметров трубопровода.

6. На горизонтальном участке нефтепровода узел выхода пробозаборного устройства располагают сверху.

7. На вертикальном или горизонтальном участке трубопровода, по которому течет однородный поток нефтепродукта, устанавливают пробозаборное устройство в виде одной трубки с загнутым концом независимо от диаметра трубопровода. Загнутый конец трубки располагают по оси трубопровода навстречу потоку.

8. При неоднородном потоке жидкости устанавливают вертикально по диаметру трубопровода пробозаборное устройство щелевого типа с одним или пятью отверстиями, ориентированными навстречу потоку.

 

 

Допускается устанавливать пробозаборное устройство в виде пробозаборных трубок с загнутыми концами, направленными навстречу потоку:

одна – при диаметре до 100 мм;

три – при диаметре от 100 до 400 мм;

пять – при диаметре свыше 400 мм.

9. Пробозаборное устройство, состоящее из одной трубки, устанавливают в соответствии с п.7.

10. В пробозаборном устройстве из трех трубок открытые загнутые концы трубок устанавливаются следующим образом:

одна трубка – на оси трубопровода;

две трубки – по обе стороны горизонтальной оси по вертикали на расстоянии 0,66 радиуса трубопровода.

Трубки должны быть одинакового диаметра.

 

11 В пробозаборном устройстве из пяти трубок открытые загнутые концы трубок устанавливают по вертикальному сечению трубопровода следующим образом:

одну трубку диаметром d1 – на оси трубопровода;

две трубки диаметром d2 – по обе стороны горизонтальной оси по вертикали на расстоянии 0,4 радиуса трубопровода;

две трубки диаметром d3 – по обе стороны горизонтальной оси по вертикали на расстоянии 0,8 радиуса.

Соотношение диаметров трубок d1 : d2: d3 должно быть 6: 10: 13.

 

 

12. При отборе проб нефтепродукта, полученных смешением на потоке, пробозаборное устройство должно быть на расстоянии не менее 25 диаметров трубопровода вниз по потоку от места ввода последнего компонента, чтобы обеспечить перемешивание всех компонентов и получение пробы из однородного потока.

13. Пробоотборник располагают как можно ближе к пробозаборному устройству и заполняют пробой не более чем на 90% его вместимости.

14. Пробу легкоиспаряющегося нефтепродукта из пробосборника не переливают. Пробосборник отсоединяют и заменяют другим.

Пробу нефтепродукта с ДНП не более 40 кПа (300 мм рт. ст.) после тщательного перемешивания в плотно закрытом пробосборнике допускается переливать из пробосборника в пробоприемник с соответствующей этикеткой.

15. При присоединении или отсоединении пробосборника или переливании пробы в пробосборник не допускается загрязнение пробы.

16. Пробозаборное устройство щелевого типа состоит из стабилизатора и пробозаборной трубки. Параметры стабилизатора рассчитываются согласно Приложению к ГОСТ 2517.

 

 

Определение содержания серы

Применяемый в ХАЛ ускоренный метод определения серы в нефтепродуктах по ГОСТ1437 заключается в сжигании нефтепродукта в струе воздуха, улавливании образующихся оксидов серы раствором перекиси водорода с серной кислотой и титровании раствором гидроокиси натрия.

 

По аккредитации ИЛ.

Для проведения экспертизы документов по аккредитации ИЛ аккредитующий орган назначает одного или нескольких экспертов, и также назначает главного эксперта.

Результаты экспертизы отражают в экспертном заключении, которое должно содержать оценку соответствия предъявленной вместе с заявкой информации критериям аккредитации.

Полученная в результате экспертизы информация должна быть использована при аттестации ИЛ.

В случае положительного результата экспертизы аккредитующий орган разрабатывает и утверждает программу проведения аттестации.

Лаборатории-заявителю заблаговременно должны быть сообщены данные о лицах, назначенных для проведения аттестации на месте, чтобы предоставить ей возможность направить, при необходимости, свои возражения и замечания на назначение указанных кандидатур.

Эксперты должны быть назначены официально, полномочия их должны быть точно определены и доведены до сведения ИЛ.

При отрицательном результате экспертизы представленных документов ИЛ сообщают об отказе в аккредитации по причине несоответствия критериям аккредитации.

Аттестация ИЛ.

ИЛ со всеми производственно-техническими подразделениями, включенными в заявку на аккредитацию, должна в стационарных условиях пройти аттестацию. Аттестацию проводит комиссия, в состав которой входят эксперты, в случае необходимости, - другие представители аккредитующего органа, а также специалисты других организаций (по привлечению аккредитующего органа). Комиссия должна передать аккредитующему органу полностью всю информацию, характеризующую способность испытательной лаборатории выполнить требования аккредитации, а также возможные дополнительные требования, включая те из них, которые могли бы быть получены в результате проверки на качество проведения испытаний.

Комиссия проводит аттестацию ИЛ по программе, утвержденной аккредитующим органом.

По результатам аттестации комиссия оформляет акт и передает его в аккредитующий орган.

Копия акта по результатам проведенной аттестации должна быть направлена ИЛ, которая может представить свои замечания по указанному акту и сообщить о проведенных мероприятиях по устранению выявленных недостатков или о планировании таких мероприятий в течение определенного срока.

 

Магистральных трубопроводов

Измерения массы продуктов при транспортировке по системе магистральных трубопроводов проводят следующими методами согласно ГОСТ Р 8.595:

- прямым методом динамических измерений;

- косвенным методом динамических измерений;

- прямым методом статических измерений;

- косвенным методом статических измерений;

- косвенным методом, основанным на гидростатическом принципе.

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто товарной нефти и массы нефтепродукта продукта не должны превышать:

0,40% - при прямом методе статических измерений взвешиванием на весах расцепленных цистерн;

0,50% - при прямом методе статических измерений взвешиванием на весах нерасцепленных цистерн и составов из них;

0,25% – при прямом и косвенном методах динамических измерений;

0,50% - при косвенном методе статических измерений и косвенном методе измерений, основанном на гидростатическом принципе, массы продукта от 120 т и более;

0,65% - при косвенном методе статических измерений и косвенном методе измерений, основанном на гидростатическом принципе, массы продукта до 120 т;

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто товарной нефти не должны превышать

0,50% - при прямом методе статических измерений взвешиванием на весах расцепленных цистерн;

0,60% - при прямом методе статических измерений взвешиванием на весах нерасцепленных цистерн и составов из них;

0,35% – при прямом и косвенном методах динамических измерений;

0,60% - при косвенном методе статических измерений и косвенном методе измерений, основанном на гидростатическом принципе, массы продукта от 120 т и более;

0,75% - при косвенном методе статических измерений и косвенном методе измерений, основанном на гидростатическом принципе, массы продукта до 120 т;

Отбор проб нефти и нефтепродуктов проводят по ГОСТ 2517. Испытания нефти и нефтепродуктов проводят в аккредитованной испытательной (аналитической) лаборатории сдающей или принимающей сторон, входящей в состав соответствующего ПСП.

Процессами

Основные положения, относящиеся к выбору методов и способов повышения точности измерений, выполняемых в производстве, содержатся в РМГ 64-2003:

1. Замена менее точного СИ на более точное – в случае доминирования основной погрешности;

2. Ограничение условий применения СИ – в случае доминирования дополнительной погрешности;

3. Индивидуальная градуировка СИ – в случае доминирования систематической составляющей погрешности;

4. Выполнение многократных наблюдений с последующим усреднением их результатов – в случае доминирования случайной составляющей погрешности;

5. Автоматизация измерительных п







Живите по правилу: МАЛО ЛИ ЧТО НА СВЕТЕ СУЩЕСТВУЕТ? Я неслучайно подчеркиваю, что место в голове ограничено, а информации вокруг много, и что ваше право...

Что делать, если нет взаимности? А теперь спустимся с небес на землю. Приземлились? Продолжаем разговор...

ЧТО ТАКОЕ УВЕРЕННОЕ ПОВЕДЕНИЕ В МЕЖЛИЧНОСТНЫХ ОТНОШЕНИЯХ? Исторически существует три основных модели различий, существующих между...

ЧТО ПРОИСХОДИТ, КОГДА МЫ ССОРИМСЯ Не понимая различий, существующих между мужчинами и женщинами, очень легко довести дело до ссоры...





Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:


©2015- 2024 zdamsam.ru Размещенные материалы защищены законодательством РФ.