1. Объемно-массовый метод измерений

Объемно-массовый метод используют для расчета массы больших количеств нефтепродуктов по результатам измерения его объема и плотности при температуре замера.

При объемно-массовом методе учета, наиболее распространенного на трубопроводах, количество принятого или отпущенного нефтепродукта определяют по повышению или соответственно понижению уровня в резервуарах и путем непосредственного измерения объема принятого или отпущенного нефтепродукта счетчиками.

Масса нефтепродукта, измеренная объемно-массовым методом в железнодорожных цистернах, после слива должна быть сверена с массой в резервуаре.

В зависимости от способа измерений объема продукта объемно-массовый метод подразделяют на динамический и статический.

Масса нефтепродуктов, поступающих автоцистернами, измеряется взвешиванием на автомобильных весах либо объемно-массовым методом по счетчику или полной вместимости цистерны с учетом плотности.

Масса нефтепродуктов при отпуске в железнодорожные цистерны, как и при их приеме, определяется взвешиванием либо объемно-массовым методом. При определении массы нефтепродукта объемно-массовым методом грузоотправитель в товаротранспортной накладной указывает: тип цистерны, полное наименование и марку нефтепродукта, плотность при температуре измерения уровня в цистерне, уровень (или объем), процент содержания воды и массу нефтепродукта в каждой цистерне.

Совершенно недопустимо производить какие-либо списания на неточность средств измерения, например, метроштока, так как все эти неточности учтены в расчете погрешности объемно-массовым методом. В настоящее время вышеуказанные документы пересматриваются и подвергнутся серьезной переработке в связи с требованиями законов «Об обеспечении единства измерений», «О защите прав потребителей» и последними достижениями метрологического обеспечения техники измерения.

Определение массы нефти при отгрузке в танки нефтеналивных судов производится по данным береговой системы динамическим (по СИКН) и статическим (по береговым резервуарам) объемно-массовым методом. Резервной схемой учета являются УЗР или танки нефтеналивных судов при наличии утвержденных в установленном порядке градуировочных таблиц и известном значении берегового или судового поправочного множителя. 

Масса принятого нефтепродукта в каждой цистерне должна определяться теми же методами, что и при его отправке. Масса нефтепродукта, измеренная в цистернах с использованием объемно-массового метода, после слива должна быть сверена с массой в приемочном резервуаре.

Реализация метода предполагает определение объема жидкости по градуировочным таблицам емкости и замеренному уровню, а также отбор проб, измерение плотности жидкости и ее температуры. Таким образом, для построения системы товарного учета нефти и нефтепродуктов, обеспечения учетно-расчетных операций на основе объемно-массового метода необходим целый комплекс различных приборов, приспособлений и измерительных средств.

1.1. Приборы и средства измерения

Объем нефтепродуктов определяется в стационарных резервуарах, транспортных средствах и технологических трубопроводах, отградуированных в соответствии с требованиями нормативно-технических документов.

Резервуары стальные вертикальные стационарные (РВС) со стационарными и плавающими крышами и понтонами вместимостью от 100 до 50000 куб. м должны быть отградуированы по ГОСТ 8.380-80 (с учетом последующих изменений и дополнений), резервуары вертикальные цилиндрические железобетонные со сборной стенкой вместимостью от 50 до 30000 куб. м - по РД 50-156-79, резервуары стальные горизонтальные вместимостью от 5 до 100 куб. м - по ГОСТ 8.346-79 (с учетом последующих изменений).

Технологические трубопроводы для нефтепродуктов должны градуироваться согласно «Методическим указаниям по определению вместимости и градуировке трубопроводов нефтебаз. Геометрический метод».

Градуировочные таблицы береговых резервуаров на перевалочных водных и водно-железнодорожных нефтебазах при перевозке нефтепродуктов водным транспортом должны быть утверждены территориальными органами Госстандарта, а остальных резервуаров и технологических трубопроводов – территориальным (областным) управлением.

После каждого капитального ремонта и вызванного в связи с этим изменения вместимости резервуара, но не реже 1 раза в 5 лет должна проводиться повторная градуировка резервуара.

После оснащения резервуара внутренним оборудованием градуировочная таблица должна быть пересмотрена и заново утверждена в установленном порядке.

Градуировочные таблицы на трубопроводы должны пересматриваться при изменении схемы трубопровода, протяженности или диаметра отдельных его участков, но не реже 1 раза в 10 лет. Также не реже 1 раза в 10 лет должны пересматриваться градуировочные таблицы на резервуары железобетонные.

К градуировочной таблице должны быть приложены:

• акт и протокол определения размеров резервуара;

• акты измерений базовой высоты и неровностей днища (формы акта и протокола приведены в ГОСТ 8.380-80);

• данные о массе понтона и уровне его установки от днища резервуара;

• таблица средних значений вместимости дробных частей сантиметра каждого пояса резервуара.

В градуировочной таблице указывают величины, на которые внесены поправки при ее расчете.

Для проведения градуировки и составления таблиц должен привлекаться специально обученный персонал. Организации, проводящие градуировку, должны быть зарегистрированы в органах Госстандарта и иметь право на проведение таких работ.

На каждом резервуаре должна быть нанесена базовая высота (высотный трафарет) - расстояние от днища резервуара до верхнего среза кромки измерительного люка. Базовая высота измеряется ежегодно.

Поправку на вместимость вертикального резервуара за счет неровностей днища (коррекцию) необходимо определять ежегодно для вновь введенных резервуаров и не реже 1 раза в 5 лет эксплуатируемых 5 и более лет, одним из методов, указанным в ГОСТ 8.380-80.

Базовая высота и неровности днища вертикального резервуара, уклон корпуса горизонтального резервуара измеряются ведомственной метрологической службой. Результаты измерений оформляются актом, который утверждается руководством предприятия, организации нефтепродуктообеспечения.

Объем нефтепродукта в автомобильных цистернах определяется по полной их вместимости или по показаниям объемного счетчика. Вместимость автоцистерны должна устанавливаться заводом-изготовителем и периодически поверяться органами Госстандарта согласно Инструкции 36-55, но не реже 1 раза в 2 года.

Объем нефтепродукта в автоцистерне, заполненной до указателя уровня, определяется по свидетельству, выданному территориальными органами Госстандарта и которое должно предъявляться водителем.

Вместимость железнодорожных цистерн должна устанавливаться путем индивидуальной градуировки каждой цистерны.

До осуществления индивидуальной градуировки допускается устанавливать вместимость по «Таблицам калибровки железнодорожных цистерн», составленным расчетным методом по чертежам на каждый тип цистерн.

В железнодорожных цистернах объем нефтепродуктов определяется по градуировочным таблицам, составленным на каждый сантиметр высоты. Среднее значение вместимости дробных частей сантиметра вычисляется расчетным путем.

Определение количества нефтепродуктов при приеме и наливе нефтеналивных судов должно производиться по измерениям в резервуарной емкости нефтебазы (при длине береговых трубопроводов до двух километров) или по измерениям в танках нефтеналивных судов с использованием их градуировочных таблиц (при протяженности береговых трубопроводов более двух километров).

Уровень нефтепродукта должен измеряться рулетками, метроштоками или уровнемерами. Техническая характеристика средств измерений приведена в таблице 2.1.

Таблица 2.1.

Средства измерений	Стандарт	Пределы измерений	Погрешность
1. Рулетки с грузом 2-го или 3-го класса точности	ГОСТ 7502-80	0-10 м, 0 -20 м	Согласно п. 1.П ГОСТ 7502-80 для 2-го и 3-го класса точности
2. Метроштоки типа МНР и составные типа МШС	ГОСТ 18987-73	0-3300 мм	По всей длине 2 мм, от начала до середины шкалы 1 мм
3. Уровнемеры	ГОСТ 15983-81	0-14 м, 0-20 м	Согласно ГОСТ 15983-81 4 мм

При учетно-расчетных операциях запрещается пользоваться средствами измерения уровня, не прошедшими госповерку или аттестацию в органах Госстандарта в соответствии с ГОСТ 8.001-80 или ГОСТ 8.326-78.

Для измерения уровня подтоварной воды применяются водочувствительные ленты или пасты. Ленты прикрепляются, а пасты наносятся тонким слоем с двух сторон на груз рулетки или метрошток.

Ленты должны храниться в плотно закрытых футлярах, пересыпанные мелом или тальком, а паста в закрытых банках. Пасты применяются, главным образом, для измерения подтоварной воды в светлых нефтепродуктах.

Плотность в отобранных пробах определяется ареометрами стеклянными типа АН или АНТ-1 по ГОСТ 18481-81, имеющими погрешность измерений 0,5 кг/куб. м, или гидростатическими весами. Цилиндры стеклянные для ареометров должны соответствовать этому стандарту. В трубопроводе плотность нефтепродукта может измеряться автоматическими измерителями плотности, допущенными к применению Госстандартом и обеспечивающими погрешность измерения не более 0,1 %.

Температура нефтепродуктов должна измеряться термометрами ртутными стеклянными лабораторными ТЛ-4 группа 4Б № 1 и 2.

Измерять среднюю температуру нефтепродукта в резервуарах можно с помощью термометров сопротивления. Погрешность средств измерения температуры не должна превышать 0,5 °С.