Приложение 1. Методика составления оперативного баланса по массе нефтепродукта

Приложение 1

Методика составления оперативного баланса по массе нефтепродукта

1. По данным оперативных измерений объема и плотности закачанного в трубопровод и поступившего на конечный пункт нефтепродукта определяют его массу при одинаковых или приведенных к одним условиям (температура и давление) за период составления оперативного баланса по ГОСТ 26976-86.

При отсутствии автоматизированных узлов учета используют объемно-массовый статический метод.

2. Массу нефтепродукта до и после транспортировки определяют как произведение объемов нефтепродуктов, определенных по градуировочным таблицам резервуаров, на плотность нефтепродукта при той же температуре, что и определение объема.

Если температуры, при которой определялся объем нефтепродукта и его плотность различны, масса сданного (принятого) нефтепродукта в емкости при приемо-сдаточных операциях определяют по формуле (см. п. 4.2.5.)

#

где - масса нефтепродукта в емкости;

- масса нефтепродукта в емкости до ее заполнения или после опорожнения;

, - объемы продукта, соответственно, в начале и в конце товарной операции, определяемые по градуировочной таблице резервуара, ;

, - средние плотности продукта, соответственно, в начале и в конце товарной операции, ;

- коэффициент линейного расширения металла стенки резервуара, 1/°С;

- коэффициент объемного расширения продукта, 1/°С;

- разность температур стенок резервуара при определении объема и при его градуировке , °С;

Модель погрешности метода

,

где Н - уровень продукта, в емкости, м;

- абсолютная погрешность измерения уровня наполнения продукта, м;

- относительная погрешность градуировки резервуара, %;

- разность температур продукта при измерении плотности и объема , °С;

- относительная погрешность измерения плотности, %;

- абсолютная погрешность измерения разности температур продукта при измерении плотности () и (), °С;

- относительная погрешность центрального блока обработки информации данных, %.

Значения коэффициента объемного расширения нефтепродукта в зависимости от его плотности определяются по таблице П.1, либо рассчитываются по формуле

.

Таблица П.1

,	, 1/°C	,	, 1/°C	,	, 1/°C
700-719	0,001255	800-819	0,000937	900-919	0,000688
720-739	0,001183	820-839	0,000882	920-939	0,000645
740-759	0,001118	840-859	0,000831	940-959	0,000604
760-779	0,001054	860-879	0,000782	960-979	0,000564
780-799	0,000995	880-899	0,000734	980-1000	0,000526

3. Найденная с учетом норм естественной убыли разница массы нефтепродукта до и после транспортировки согласно пункту 2 не должна превышать максимальной величины погрешности определения массы нефтепродуктов , предусмотренной ГОСТ 26976-86.

При объемно-массовом статическом методе - при измерении массы нетто нефтепродуктов от 100 т и выше.

4. Пример.

Для транспортировки принят продукт в резервуарах РВС-10000.

- погрешность градуировки;

- температура градуировки резервуара в пункте приема продукта к транспорту.

При измерениях использованы следующие средства измерений:

уровнемер с абсолютной погрешностью	-	мм;
ареометр для измерения плотности	-	;
термометр с абсолютной погрешностью	-	;

относительная погрешность центрального блока обработки информации (ЦБОИ) - %.

4.1. При измерениях были получены следующие результаты

Показатели	Перед отпуском	После отпуска
Высота взлива продукта, м
Плотность продукта
в объединенной пробе,
при температуре, °С		#
Средняя температура продукта в резервуаре, °С
Средняя температура воздуха на момент измерений, °С

4.2. Определяем коэффициенты объемного расширения

1/°С;

#.

4.3. Определяем разность температур при измерении плотности и объема

;

.

4.4. Определяем температуру стенки резервуара

;

;

;

;

4.5. По градуировочной таблице резервуара находим:

объем продукта перед отпуском	;
объем продукта после отпуска	.

4.6. Масса закачанного в трубопровод продукта составит

кг.

4.7. Определяем погрешность метода:

относительная погрешность измерения плотности

;

абсолютная погрешность измерения разности температур

При определении погрешности метода учитывают, что она достигает максимума при:

- максимальном и минимальном уровне взлива в резервуаре и , м;

- максимальном превышении температуры над температурой , которые указываются в методике выполнения измерений (МВИ).

4.8. Для нашего случая погрешность измерения массы при сдаче на трубопровод выразится уравнением

4.9. После транспортировки в конечном наливном пункте на момент сведения баланса продукт был принят в резервуар РВС-10000

- погрешность градуировки;

температура градуировки резервуара в конечном пункте сдачи.

При выполнении измерений использованы следующие средства измерений:

уровнемер с абсолютной погрешностью	мм;
ареометр для измерения плотности	;
термометр с абсолютной погрешностью	;
относительная погрешность ЦБОИ	.

4.10. В пункте сдачи были получены следующие результаты измерений:

Показатели	Перед приемом	После приема
Высота взлива продукта, м
Плотность продукта
в объединенной пробе,
При температуре, °С
Средняя температура продукта в резервуаре, °C
Средняя температура воздуха на момент измерений, °С

4.11. Определяем коэффициенты объемного расширения

1/°C;

.

4.12. Определяем разности температур при измерении плотности и объема

;

.

4.13. Определяем температуру стенки резервуара, в который принимается продукт в конечном пункте в начале и конце операции

;

;

;

4.14. По градуировочной таблице резервуара находим:

объем продукта перед приемом ;

объем продукта после приема .

4.15. Масса продукта принятого в резервуар конечного пункта составит

кг.

4.16. Для нашего случая погрешность измерения массы продукта при сдаче с магистрального трубопровода в конечном приемо-сдаточном пункте определяется по уравнению

Таким образом в обоих случаях пределы относительной погрешности методов измерения массы нефтепродуктов не более регламентированных ГОСТ 26976-86:

при закачке из резервуара в трубопровод

;

при приеме в резервуар на приемо-сдаточном пункте

.

Относительная погрешность сведения оперативного баланса нефтепродуктов по массе определяется по уравнению

#