Назад

9. МЕТРОЛОГИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ НЕФТЕБАЗ

9.1. Метрологическое обеспечение нефтебаз состоит в правильном применении необходимых средств измерений для выполнения технологических операций и, в конечном итоге, для обеспечения количественного учета нефтепродуктов, а также других необходимых измерений (анализ загрязнения окружающей среды и т.п.).

9.2. Операции количественного учета нефтепродуктов по виду применения получаемой измерительной информации делятся на оперативно-контрольные и учетно-расчетные. Оперативно-контрольные операции (ОКО) осуществляются при проведении текущего контроля технологического процесса с целью принятия решения по управлению им, без проведения последующих расчетов между поставщиком и получателем. Учетно-расчетные операции (УРО) осуществляются между поставщиком и получателем, а также при инвентаризации и заключаются в определении массы нефтепродуктов с последующим использованием измерительной информации в бухгалтерском учете (взаиморасчетах) и при арбитражных спорах.

9.3. Измерение массы нефтепродуктов производится согласно ГОСТ 26976, который устанавливает следующие методы измерения:

• прямое измерение массы;
• объемно-массовый метод;
• гидростатический метод.

9.4. Методы прямого измерения предусматриваются при определении массы нефтепродуктов в транспортных средствах (железнодорожных и автомобильных цистернах) и таре.

9.4.1. Железнодорожные цистерны с нефтепродуктами взвешиваются в соответствии с МИ 1953. При этом масса нефтепродуктов может определяться в одиночных цистернах или без их расцепки путем прямого взвешивания на вагонных весах (при массе цистерн в составе до 2000 т).

9.4.2. Автомобильные цистерны с нефтепродуктами взвешиваются в соответствии с МИ 1953 на автомобильных весах (стационарных и передвижных) различных типов грузоподъемностью от 10 до 30 т.

9.4.3. Для взвешивания нефтепродуктов в таре на нефтебазах применяют весовые дозаторы и весы  товарные с диапазоном измерений массы от 2 до 3000 кг.
При отпуске различных сортов масел в бочки и тару применяются, в основном, весовые дозаторы.

9.5. При объемно-массовом методе масса нефтепродуктов вычисляется по измеренному объему и плотности. В зависимости от способа измерения объема и плотности выделяют статический и динамический методы.

9.5.1. Статический метод измерения объема нефтепродукта предусматривает измерение уровня нефтепродукта в градуированных резервуарах, железнодорожных цистернах, танках судов или измерение по водной вместимости градуированных автоцистерн.

9.5.2. Динамический метод измерения массы нефтепродукта предусматривает измерение объема нефтепродукта с помощью объемных счетчиков и измерение плотности в средней пробе в соответствии с ГОСТ 2517.

9.5.3. Масса нефтепродукта в резервуарах определяется с помощью градуировочных таблиц и измерения уровня нефтепродукта.
Градуировочные таблицы составляют на каждый миллиметр высоты резервуара геометрическим или объемным методом по МИ 1823 и ГОСТ 8.346 соответственно.
Объемный метод применяется для градуировки резервуаров вместимостью до 5000 м3, "мертвого" и подпонтонного пространства резервуара.

9.5.4. Градуировочные таблицы на резервуары для проведения учетно-расчетных операций утверждаются руководителем территориального органа Госстандарта; срок их действия 5 лет.
На резервуары для оперативного учета нефтепродуктов градуировочные таблицы утверждаются главным инженером или директором предприятия; срок их действия 10 лет.

9.5.5. Градуировочные таблицы на железобетонные резервуары должны пересматриваться не реже одного раза в десять лет с проведением повторной градуировки.

9.5.6. Акты обмеров резервуаров при их градуировке в межградуировочный период должны храниться на нефтебазе.

9.5.7. После каждого капитального ремонта, при оснащении резервуара внутренним оборудованием, связанным с изменением вместимости резервуара, производится его повторная градуировка.

9.5.8. К градуировочной таблице вертикальных стальных резервуаров должна быть приложена поправка на вместимость резервуара за счет неровностей днища.
Поправку на вместимость резервуаров необходимо определять ежегодно - для эксплуатируемых до 5 лет; не реже одного раза в 5 лет для эксплуатируемых 5 и более лет.

9.5.9. Для каждого резервуара должна быть определена базовая высота (высотный трафарет), величина которой контролируется ежегодно.

9.5.10. Градуировка технологических трубопроводов должна проводиться в соответствии с РД 112-РСФСР-023-89.
При изменении схемы технологических трубопроводов, их протяженности и диаметров, производится повторная градуировка.

9.5.11. Для измерения уровня нефтепродукта в резервуарах и транспортных емкостях при проведении учетно-расчетных операций и оперативного контроля применяют рулетки металлические, метроштоки и уровнемеры. Уровнемеры типа УДУ применяют для оперативного контроля уровня нефтепродукта.

9.5.12. Для измерения плотности нефтепродуктов на нефтебазах применяют:

• ареометры типа АН или АНТ-1 с диапазоном измерений от 650 до 1070 кг/м3 по ГОСТ 18481;
• комбинированный плотномер "Денсиметр 921";
• автоматические плотномеры поплавкового типа.

9.5.13. Для измерения температуры нефтепродуктов и учета поправки при определении их плотности применяют:

• термометры стеклянные лабораторные типа ТЛ-4;
• термометры, встроенные в ареометры;
• термометры стеклянные для испытания нефтепродуктов типа ТН-5 по ГОСТ 490 при использовании ареометров типа АН;
• термометры сопротивления - для измерения средней температуры нефтепродуктов в резервуарах;
• датчики температуры - для измерения средней температуры нефтепродуктов в резервуарах.

9.13. Средства измерений, находящиеся в эксплуатации, должны подвергаться государственной или ведомственной поверке, которая удостоверяется клеймением средств измерений, выдачей свидетельства о поверке или отметкой в паспорте средства измерений.
Государственная и ведомственная поверки производятся лицами, аттестованными в качестве государственных либо ведомственных поверителей в порядке, установленном Госстандартом.
Государственной поверке, производимой органами Госстандарта, подвергаются средства измерений в соответствии с ГОСТ 8.513. Перечень средств измерений, подлежащих обязательной государственной поверке, приведен в Приложении 12.

Назад