По результатам значений плотности при прохождении смеси определяется 50% соотношение нефтепродуктов в смеси для последующего «исправления» «тяжелой смеси» в дизельное топливо и «легкой смеси» — в автобензин. По результатам анализа определяются фактические значения «начала» и «конца» смеси.
При последовательной перекачке одноименных нефтепродуктов в указанных выше пробах определяются: для бензинов различных марок — величина октанового числа, для дизельных топлив различных марок — содержание серы.
Ориентировочно объем смеси определяется путем умножения фактического расхода нефтепродуктопровода на время прохождения смеси. Результаты определений и анализов вносятся в журнал и передаются дежурному диспетчеру ОАО, а с последней промежуточной перекачивающей станции — на конечный пункт трубопровода для уточнения раскладки смеси.
Прием и раскладка смесей на ПСП производятся по карте раскладки, составленной на основании полученных от головной станции данных о качестве закачанных нефтепродуктов и результатов контроля прохождения смеси на предпоследнем пункте, с учетом нарастания объема смеси на последнем участке нефтепродуктопровода. Кроме того, необходимо учитывать наличие смеси нефтепродуктов в технологии станции
При последовательной перекачке одноименных нефтепродуктов (бензинов различных марок, дизельных топлив различных марок и т.п.) образовавшаяся смесь раскладывается по резервуарам с соответствующими нефтепродуктами сразу во время приемки.
Количество смеси, добавляемого в каждый нефтепродукт, зависит от его запаса качества по показателю, на который влияет примесь контактировавшего с ним нефтепродукта, и определяется конкретно в каждом отдельном случае.
При отсутствии запаса качества у высокосортного нефтепродукта вся смесь принимается в резервуар с низкосортным нефтепродуктом при условии сохранения его качества. При наличии запаса качества у бензина или дизельного топлива допускается часть смеси сбрасывать в высокосортный нефтепродукт при условии сохранения его качества. При последовательной перекачке топлива для реактивных двигателей между партиями бензина или дизельного топлива образовавшаяся смесь добавляется только к бензинам или дизельным топливам.
Показатели и методы оценки качества нефтепродуктов
... °С. В процессе хранения бензин подвергается различным химическим превращениям, ведущим к ухудшению его ... документами предусмотрено ужесточение требований к показателям качества. Бензин с улучшенными экологическими свойствами должен ... до которой нужно нагреть топливо в смеси с кислородом воздуха, чтобы началось его ... °С. Содержание серы в дизельном топливе марок Л и 3 не должно превышать 0,2 ...
Не допускается раскладка смеси топлива для реактивных двигателей с бензином или дизельным топливом в топливе для реактивных двигателей.
В пунктах приема-сдачи смесь «бензин — дизельное топливо» делится на тяжелую и легкую, как правило, при 50% соотношении нефтепродукта в смеси для последующего исправления тяжелой смеси в дизельное топливо, а легкой смеси — в бензин. При недостатке ресурсов для исправления смеси или малом запасе качества одного из контактирующих нефтепродуктов граница разделения смеси передвигается в сторону этого нефтепродукта.
Прием и раскладка смеси бензинов и дизельных топлив в пунктах приема-сдачи может осуществляться по двум вариантам:
- первому, состоящему в разделении контактировавших нефтепродуктов на две части: «тяжелый бензин» и «легкое дизельное топливо», приеме каждой части в отдельные «смесевые резервуары» и последующей раскладке смесей в исходные нефтепродукты, исходя из имеющихся ресурсов и запасов качества;
— второму, состоящему в раскладке смеси «сходу», т.е. приеме контактировавших нефтепродуктов сразу в несколько подключенных резервуаров с одинаковыми взливами, с таким расчетом, чтобы при дальнейшем заполнении этих резервуаров до полного взлива содержащиеся в них нефтепродукты соответствовали стандарту.
Раскладка смеси контактировавших бензина и дизельного топлива по первому варианту состоит в приеме части их смеси в смесевые резервуары для дальнейшей раскладки.
В этом случае смесь делится на 2 части: «тяжелый бензин» с содержанием 20% примеси дизельного топлива и «легкое дизельное топливо» с содержанием примерно 20% бензина.
Раскладка смеси контактировавших бензина и дизельного топлива по второму варианту состоит в ее приеме «сходу» одновременно в несколько подключенных резервуаров с тем, чтобы при дальнейшем заполнении резервуаров до полного взлива нефтепродукты соответствовали стандартам.
Раскладка «легкой смеси» производится в расчетное число резервуаров с небольшими остатками бензина с максимальным запасом по температуре конца кипения. Указанные уровни в резервуарах необходимы для лучшего перемешивания смеси со стандартным бензином.
Раскладка «тяжелой смеси» производится в расчетное число резервуаров с остатками дизельного топлива высотой взлива 3-4 м с максимальным запасом по температуре вспышки. Указанные уровни в резервуарах необходимы для лучшего перемешивания смеси со стандартным дизельным топливом.
В карте раскладки указывают номера резервуаров для приема «тяжелой» и «легкой» смесей, количество нефтепродуктов в этих резервуарах и их качественную характеристику, плотности смеси, при которой должны быть произведены переключения.
Из резервуаров с нефтепродуктами, в которые была добавлена смесь, кроме объединенной средней пробы, предусмотренной ГОСТ 2517, отбираются и анализируются все 3 слоя:
- для бензина пробы отбираются из нижнего слоя и определяется температура конца кипения;
- для дизельного топлива пробы отбираются из верхнего слоя и определяется температура вспышки.
В случае невозможности раскладки смеси из-за отсутствия достаточных ресурсов нефтепродуктов или необходимого запаса качества у одного или обоих нефтепродуктов реализация смеси осуществляется в соответствии с условиями договоров.
Учет и оценка качества нефти и нефтепродуктов
... качества (бензин этилированный, бензин неэтилированный, дизельное топливо с содержанием серы 0,2% и т.д.) По условиям применения все товарные нефтепродукты подразделяются на топлива, ... автомобильных бензинов приводит к сокращению ресурса работы двигателей в результате быстрого износа основных ... 0,4%). Температура вспышки, при которой пары топлива в смеси с воздухом вспыхивают при поднесении огня, ...
Учет количества и качества нефтепродуктов, принимаемых от собственника нефтепродукта в начальном пункте, перекачиваемых по МНПП и сдаваемых собственнику в отвод
Для проведения операций по приему (сдаче) нефтепродуктов необходимо разработать инструкцию о взаимоотношениях между ОСТ и сторонней организацией, в которой должны быть отражены порядок проведения совместных операций по приему (сдаче) нефтепродуктов и порядок проведения периодических поверок СИ СИКН и т.д.
Контроль и учет качества нефтепродуктов должны осуществляться как на начальном пункте (на пункте сдачи нефтепродуктов собственником в систему МНПП до конечного пункта), так и на конечном пункте (на пункте сдачи нефтепродуктов его собственнику).
Контроль качества нефтепродуктов должен осуществляться в соответствии с РД 153-39.4-034-98 «Инструкция по контролю и обеспечению сохранности качества нефтепродуктов на предприятиях трубопроводного транспорта» и СО 06-16-АКТНП-003-2004 «Инструкция по транспортированию нефтепродуктов по МНПП системы ОАО «АК «ТНП» методом последовательной перекачки».
Операция приема-сдачи нефтепродуктов проводится путем закачки их из магистрального НПП по отводу в резервуары с последующим измерением и сдачей этих нефтепродуктов.
Контроль за наполнением резервуара и изменением уровня нефтепродуктов в нем не реже чем через каждые 2 часа осуществляет оператор Заказчика в присутствии оператора Исполнителя по показаниям счетчиков или уровнемеров.
Объем и массу нефтепродукта, принятого по отводу МНПП, представители Исполнителя и Получателя определяют совместными измерениями уровня, плотности, температуры нефтепродукта, а также подтоварной воды в резервуаре до и после заполнения; по градуировочной таблице определяют объем нефтепродукта в технологической части от концевой задвижки на отводе трубопровода до резервуара Получателя.
При приеме нефтепродуктов на начальном пункте необходимо обеспечивать запас качества нефтепродуктов (для бензинов по температуре конца кипения, для ДТ — по температуре вспышки).
Необходимые показатели качества должны соответствовать требованиям НД.
Прием и сдача нефтепродуктов должен осуществляться при наличии паспорта качества нефтепродуктов с информацией о сертификате соответствия.
Для проведения контроля качества принимаемого (сдаваемого) нефтепродукта необходимо разработать инструкцию о взаимоотношениях между ОСТ и сторонней организацией, в которой должны быть отражены порядок совместных отборов проб, порядок проведения совместных операций по контролю качества нефтепродукта в ХАЛ одной из сторон, порядок совместного приема в эксплуатацию систем контроля качества нефтепродуктов, порядок проведения периодических поверок систем контроля качества.
Контроль качества во время сдачи нефтепродуктов по отводам осуществляется оператором по сдаче и представителем Заказчика путем совместного отбора контрольных проб на конце отвода или из резервуара. При отборе проб из трубопровода составляется объединенная проба за период заполнения каждого резервуара.
Отбор проб из резервуара проводится только при наличии арбитражной пробы остатка нефтепродукта в резервуаре и паспорта качества на остаток.
Отобранная проба делится на две части: одна сдается Заказчику для анализа, другая, арбитражная, опечатанная печатью ЛПДС, передается Заказчику на хранение, о чем проводится запись в соответствующем журнале.
При оформлении учетных документов приема (сдачи) нефтепродуктов необходимо учитывать потери (естественную убыль) нефтепродуктов.
Все вопросы по порядку проведения совместных операций по приему (сдаче) нефтепродуктов, оформлению учетных документов, по контролю качества принимаемого (сдаваемого) нефтепродукта должны быть отражены в соответствующих договорах оказания услуг.
Контроль качества нефтепродуктов в системе магистральных 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, Исполнитель, Получатель
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 20 0 С 2. Содержание механических примесей и воды 3. Кинематическая вязкость при 20 0 С (при необходимости) 4. Температура вспышки в закрытом тигле |
1. Плотность при 20 0 С 2. Содержание механических примесей и воды 3. Кинематическая вязкость при 20 0 С 4. Температура вспышки в закрытом тигле 5.Фракционный состав 6. Содержание водорастворимых кислот и щелочей 7. Концентрация фактических смол 8. Температура начала кристаллизации в о С |
|
|
Автомобильные бензины |
1. Цвет 2. Плотность при 20 0 С 3.Содержание механических примесей и воды 4.Фракционный состав |
1. Цвет 2. Плотность при 20 0 С 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 20 0 С 2. Содержание механических примесей и воды 3. Температура вспышки в закрытом тигле 4. Содержание серы (при необходимости) |
1. Плотность при 20 0 С 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 мм 2 /с (15 сСт) при температуре 200 С;
12 мм — при кинематической вязкости нефтепродукта, равной или выше 15 мм 2 /с (15 сСт) при температуре 200 С;
- 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/м 3 ), отбирают с семи уровней, соответствующих 0,93; 0,78; 0,64; 0,50; 0.36; 0,21; 0,07 объема нефтепродукта (отсчет снизу).
Отбор проб из резинотканевых резервуаров
Точечную пробу нефтепродукта из резинотканевого резервуара отбирают металлической или стеклянной трубкой или дюритовым шлангом с уровня, расположенного на высоте 50-60 мм от нижнего полотнища резервуара.
Отбор проб из подземных хранилищ шахтного типа, сооружаемых в горных породах с положительной и отрицательной температурой
Отбор точечных проб нефтепродукта из подземных хранилищ шахтного типа осуществляют через вертикальный ствол; уровни отбора и составление объединенной пробы как и при отборе проб из горизонтальных резервуаров.
Объединенную пробу из подземного хранилища, имеющего несколько вертикальных стволов, составляют смешением одинаковых по объему объединенных проб каждого ствола.
Отбор проб из подземных хранилищ в отложениях каменной соли, сооружаемых методом выщелачивания
Пробу нефтепродукта из подземного хранилища отбирают из пробооборного крана, установленного на трубопроводе в оголовке подземного хранилища, перекачивая часть продукта в наземный резервуар.
Для этого предварительно промывают межтрубное пространство между колоннами, заполненными рассолом и нефтепродуктом, перекачиванием нефтепродукта в наземный резервуар в объеме, равном 5 объемам межтрубного пространства. Точечную пробу отбирают в конце промывки.
Отбор проб из наливных судов
1. Точечные пробы из танка наливного судна с высотой уровня нефтепродукта более 3000 мм отбирают переносным пробоотборником с трех уровней:
- верхнего — на 250 мм ниже поверхности нефтепродукта;
- среднего — с середины высоты столба нефтепродукта;
- нижнего — на 250 мм выше днища танка.
Объединенную пробу составляют смешением точечных проб верхнего, среднего и нижнего уровней в соотношении 1:3:1.
2. Точечные пробы из танка наливного судна с высотой уровня нефтепродукта 3000 мм и менее отбирают с двух уровней:
- среднего — с середины высоты столба нефтепродукта;
- нижнего — на 250 мм выше днища танка.
Объединенную пробу составляют смешением точечных проб среднего и нижнего уровней в соотношении 3:1.
3. Если судно загружено одним видом нефтепродукта, объединенную пробу составляют смешением объединенных проб каждого танка вместимостью 1000 м3 и более и не менее 25% числа всех танков вместимостью менее 1000 м3, включая танки, которые загружаются в начале и в конце налива.
Объединенную пробу для судна составляют смешением объединенных проб из отдельных танков пропорционально объему продукта в каждом из этих танков.
4. Если наливное судно загружено нефтепродуктами различных марок, объединенные пробы составляют по каждой группе танков с нефтепродуктом отдельной марки аналогично составлению объединенной пробы для судна в соответствии с п.3.
5. Объединенную пробу для судна или группы танков с нефтепродуктом, предназначенным для экспорта, длительного хранения или представителя заказчика, составляют из объединенных проб каждого танка в соответствии с п.3.
6. Если судно загружается последовательно по одному трубопроводу нефтепродуктами различных марок, дополнительно отбирают в пунктах налива точечные пробы и составляют отдельно объединенную пробу для танка, с которого начинается налив нефтепродукта каждой марки.
7. Объединенную пробу остатка нефтепродукта для судна или группы танков составляют из точечных проб, отобранных с середины высоты остатка от 25% всех танков, смешением пропорционально объему нефтепродукта в каждом из этих танков.
8. При загрузке судна нефтепродукта, предназначенным для экспорта или представителя Заказчика, объединенную пробу остатка для судна или группы танков составляют из точечных проб, отобранных из каждого танка, смешением пропорционально объему нефтепродукта в каждом танке.
Порядок отбора проб нефтепродукта из резервуаров, подземных хранилищ, транспортных средств стационарным и переносным пробоотборниками
1. Перед отбором пробы из пробоотборной системы стационарного пробоотборника сливают в другой сосуд жидкость, которая не должна входить в пробу. Объем сливаемой жидкости должен быть не менее 2-х объемов пробоотборной системы стационарного пробоотборника.
2. Из вертикальных, горизонтальных, траншейного типа резервуаров, танков наливных судов, железнодорожных и автомобильных цистерн, подземных хранилищ шахтного типа, ледогрунтовых хранилищ пробу нефтепродукта отбирают переносным пробоотборником следующим образом:
- измеряют уровень нефтепродукта;
- рассчитывают уровни отбора точечных проб;
- опускают закрытый пробоотборник до заданного уровня так, чтобы отверстие, через которое происходит его заполнение, находилось на этом уровне;
- открывают крышку или пробку, заполняют пробоотборник и поднимают его.
Пробы с нескольких уровней отбирают последовательно сверху вниз.
3. Донную пробу из резервуара отбирают следующим образом:
- пробоотборник опускают, устанавливают на днище резервуара, извлекают пробку из штуцера и выдерживают его до заполнения пробой. Заполненный проботборник поднимают и сливают пробу в пробоприемник;
— пробоотборник опускают на днище резервуара. При касании о днище шток поднимается, и в образовавшуюся щель начинает поступать нефтепродукт. Пробоотборник выдерживают в этом положении до его заполнения пробой, поднимают и переливают ее в пробоприемник.
4. Пробу нефтепродукта из сифонного крана отбирают переносным пробоотборником.
5. При измерении температуры и плотности нефтепродукта пробоотборник выдерживают на заданном уровне до начала его заполнения не менее 5 мин.
Допускается вместо выдержки термостатического пробоотборника в течение 5 мин ополаскивать его нефтепродуктом, отобранным с уровня, на котором должна быть измерена температура или плотность.
6. Бутылку с отобранной пробой легкоиспаряющегося нефтепродукта с нормированным ДНП вынимают из каркаса, герметично закупоривают, а для отбора следующей пробы вставляют сухую чистую бутылку.
7. При составлении объединенной пробы каждую точечную пробу перемешивают, берут необходимый объем и сливают в 1 сосуд.
Объединенную пробу составляют сразу после отбора проб.
Отбор пробы из трубопровода
Общие
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 d 1 — на оси трубопровода;
две трубки диаметром d 2 — по обе стороны горизонтальной оси по вертикали на расстоянии 0,4 радиуса трубопровода;
две трубки диаметром d 3 — по обе стороны горизонтальной оси по вертикали на расстоянии 0,8 радиуса.
Соотношение диаметров трубок d 1 : 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.
Автоматический отбор проб из трубопровода
1. Объединенная проба составляется автоматически из точечных проб, объем которых устанавливают от 1 до 10 см 3 . Минимальное число точечных проб должно быть не менее 300. Объем и число точечных проб определяются временем и объемом перекачивания. Объем объединенной пробы должен быть не менее 3000 см3 .
Регулятор автоматического пробоотборника должен быть опломбирован.
2. Для отбора пробы автоматическим пробоотборником необходимо обеспечить постоянное движение части перекачиваемого нефтепродукта через пробозаборное устройство по обводной линии от основного трубопровода (по контуру отбора проб).
Пробу отбирают из контура отбора проб без прекращения этого движения.
3. При отборе проб нефтепродукта автоматическим пробоотборником должен быть предусмотрен также ручной отбор проб из контура отбора. При отсутствии движения по контуру отбора пробу отбирают после слива нефтепродукта в другой сосуд в объеме, равном трехкратному объему нефтепродукта, заполняющего всю пробоотборную систему до крана, из которого производится слив пробы.
Ручной отбор проб нефтепродукта из трубопровода
1. Ручным пробоотборником отбирают только точечную пробу.
2. Точечные пробы отбирают через равные промежутки времени или через равные объемы перекачивания нефтепродукта.
3. При производительности перекачивания на более 500 м 3 /час точечные пробы отбирают через каждые 500 м3 . Объединенную пробу составляют смешением одинаковых по объему точечных проб.
4. При производительности перекачивания более 500 м 3 /час точечные пробы отбирают не реже чем через каждый час. Объединенную пробу составляют смешением точечных проб, пропорциональных объему нефтепродукта, перекачиваемого за это время.
5. При периодических перекачиваниях пробы отбирают по п.п. 2 — 4, но не менее трех точечных проб через равные объемы перекачивания или равные интервалы времени.
6. Точечную пробу легкоиспаряющегося нефтепродукта отбирают герметично в проботборник закрытого типа.
При применении пробоприемника с выравненным давлением его подключают к пробоотборному крану, создают необходимое противодавление, плавно заполняют пробой, закрывают вентили на пробоприемнике, затем пробоотборный кран и отсоединяют пробоприемник.
Пробоприемник, применяемый с рассолом перед отбором пробы, полностью заполняют рассолом и закрывают вентили. Температура рассола должна быть не выше температуры отбираемого нефтепродукта. Соединяют кран или вентиль пробоприемника с краном для слива пробы на трубопроводе и открывают все вентили на входной стороне пробоприемника. Открывают донный или выходной вентиль плавно, чтобы рассол медленно вытеснялся пробой, входящей в пробоприемник. Регулируют поток так, чтобы давления в пробоприемнике и трубопроводе были равными. Закрывают выходной вентиль, как только нефтепродукт начнет выходить их выходного отверстия пробоприемника, затем последовательно закрывают входной вентиль пробоприемника и кран для слива пробы на трубопроводе и отсоединяют пробоприемник.
Пробоприемник с накоплением пробы вытеснением воздуха устанавливают вертикально и подсоединяют к пробоотборному крану через нижний вентиль. Открывают вентили на пробоприемнике, затем пробоотборный кран и пропускают через пробоприемник отбираемый нефтепродукт в трехкратном объеме пробоприемника. В конце промывки закрывают вентили на пробоприемнике, пробоотборный кран и отсоединяют пробоприемник.
При отборе пробы нефтепродукта для определения содержания воды и солей применяют пробоприемники с накоплением пробы вытеснением воздуха.
При ДНП нефтепродукта не более 67 кПа (500 мм рт.ст) допускается применять бутылку с двумя трубками в пробке.
7. Пробу нефтепродукта с ДНП не более 40 кПа (300 мм рт.ст.) допускается отбирать в сосуд открытого типа. Регулируют кран для слива на трубопроводе так, чтобы из него вытекала непрерывная равномерная струя, которую направляют в пробоприемник по трубке, доходящей до его днища.
Отбор проб нефтепродукта из трубопроводов для анализа поточными автоматическими приборами (анализаторами качества)
1. Пробу нефтепродукта отбирают пробозаборным устройством щелевого типа или в виде пробозаборных трубок с загнутыми концами. Пробозаборное устройство обоих типов должно обеспечить расход нефтепродукта, необходимый для работы анализатора качества.
2. При применении анализатора качества непрерывного действия показатели качества нефтепродукта определяются мгновенно при непрерывном прокачивании пробы через пробозаборное устройство.
При применении анализатора качества дискретного действия показатели качества нефтепродукта определяются за определенный промежуток времени.
3. Анализатор качества следует устанавливать после насоса.
При выборе и установке анализатора качества, отборе и анализе пробы нефтепродукта должны быть выполнены следующие требования:
- отбор проб нефтепродукта должен соответствовать п.1;
- показатели качества нефтепродукта должны определяться при параметрах основного потока, которые могут повлиять на эти показатели (температура, давление, скорость).
Упаковка, маркировка и хранение проб
1. Перед упаковыванием пробу перемешивают, затем разливают в чистые сухие стеклянные бутылки, которые заполняются не более чем на 90% вместимости.
2.Объединенную пробу делят на 2 равные части. Одну часть пробы анализируют, другую — хранят опечатанной на случай разногласий в оценке качества нефтепродукта.
При транспортировании на судах объединенную пробу нефтепродукта делят на части с учетом числа получателей. Одну часть пробы анализируют, другую — хранят на случай разногласий в оценке качества нефтепродукта, остальные передают получателям.
Для нефтепродукта, предназначенного для экспорта и отгружаемого в железнодорожных цистернах или по нефтепродуктопроводу, объединенную пробу делят на 3 части. Одну часть анализируют, остальные хранят на случай разногласий.
При отгрузке нефтепродукта для экспорта морскими судами объединенную пробу делят на 5 частей. Одну часть анализируют, две части хранят на случай разногласий в оценке качества. Две оставшиеся части передают капитану судна. Одну из них хранят на судне, другую передают получателю.
3. Бутылки с пробами должны быть герметично закупорены пробками или винтовыми крышками с прокладками, не растворяющимися в нефтепродукте. Горловину закупоренной бутылки обвертывают полиэтиленовой пленкой или другим плотным материалом, обеспечивающим сохранность пробы, и обвязывают бечевкой, концы которой продевают в отверстие в этикетке. Концы бечевки пломбируют или заливают сургучом на пластине из плотного картона или дерева и опечатывают. Допускается приклеивать этикетка к бутылке.
4. На этикетке должны быть указаны:
- номер пробы по журналу учета;
- марка нефтепродукта;
- наименование предприятия-поставщика;
- номер резервуара и высота налива;
- номер партии, единицы транспортной тары, цистерны;
- наименование судна и номер танка и т.д., из которого отобрана проба;
- дата, время отбора;
- срок хранения пробы;
- обозначение стандарта или ТУ на нефтепродукт;
- должность и фамилии лиц, отобравших и опечатавших пробу.
5. Пробы хранят в помещении, отвечающем противопожарным требованиям, предъявляемым к кладовым ЛВЖ и ГЖ. Пробы нефтепродукта с нормированным ДНП хранят при температуре не выше 20 о С
6. Пробы хранят в шкафу или ящике с гнездами из несгораемых материалов.
7. На случай разногласий в оценке качества пробы нефтепродукта хранят в течение 45 суток 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.
8.Для нефтепродуктов, предназначенных для экспорта, срок хранения проб на случай разногласий в оценке качества составляет 4 месяца.
Основные контролируемые показатели качества нефтепродуктов
Нефтепродукты представляют собой сложные смеси, поэтому качество нефтепродуктов может оцениваться только суммой показателей, каждый из которых характеризует то или иное свойство.
Под качеством нефтепродукта понимают совокупность свойств, обеспечивающих его пригодность для использования по назначению.
Степень пригодности нефтепродукта для удовлетворения требований потребителя характеризуется уровнем качества нефтепродукта.
Наилучшим (оптимальным) уровнем качества нефтепродукта считается такой, при котором достигается наиболее полное удовлетворение требований потребителя. Уровень качества нефтепродукта зависит от уровня каждого свойства и значимости этого свойства. Наиболее важный показатель используют при маркировке нефтепродуктов: например, для дизельных топлив важное значение имеют свойства, проявляемые при низких температурах, поэтому в зависимости от температуры застывания и помутнения топливо называют летним, зимним, арктическим. Эксплуатационное свойство бензинов — детонационная стойкость — отражено в марках бензинов цифрами, характеризующими октановое число: А-72, А-76, АИ-93 и др.
Всю совокупность свойств нефтепродуктов, определяющих их качество, можно разделить на две основные группы: физико-химические и эксплуатационные.
К физико-химическим относят свойства, характеризующие состояние нефтепродуктов и их состав (плотность, вязкость, элементный, фракционный и др.)
Эксплуатационные свойства характеризуют полезный эффект от использования нефтепродуктов по назначению, определяют область их применения. К таким свойствам относят те из них, которые проявляются при эксплуатации нефтепродуктов, а также при их хранении и транспортировании.
Некоторые эксплуатационные свойства нефтепродуктов оцениваются с помощью нескольких более простых физико-химических свойств. Например, одно из эксплуатационных свойств топлив для авиационных газотурбинных двигателей — прокачиваемость можно оценить, определив физико-химические свойства: чистоту, взаимодействие с водой, низкотемпературные свойства.
В свою очередь перечисленные физико-химические свойства можно оценить, определяя ряд более простых свойств. Чистоту топлива характеризуют такие показатели качества, как содержание механических примесей, содержание воды, содержание мыл нафтеновых кислот; низкотемпературные свойства характеризуются значением вязкости при температуре минус 40 0 С и температурой начала кристаллизации.
Перечень нормируемых физико-химических, некоторых основных показателей наиболее важных эксплуатационных свойств, которые определяются назначением и условиями применения нефтепродуктов, устанавливается в ГОСТах, ТУ и т.д.
Получаемые из нефти товарные продукты условно делятся на светлые, темные нефтепродукты, масла, пластичные смазки, битумы, парафины и нефтехимические продукты.
К светлым нефтепродуктам относятся:
- бензины, применяемые в качестве автомобильного и авиационного топлива;
- бензины и другие легкие продукты, служащие в качестве растворителей для резиновой и лакокрасочной промышленности, других промышленно-технических целей;
- керосины, применяемые в качестве топлива;
- керосины осветительные;
- топлива для реактивных двигателей;
- топлива для дизельных двигателей различного назначения;
— Показатели качества и методы их оценки, включенные в нормативные документы на нефтепродукты, должны позволять быстро определять вид топлива, его марку как в условиях НПЗ так и потребителем. В нормативных документах на нефтепродукты обязательно должно быть предусмотрено определение тех свойств, которые склонны к изменению в условиях транспортирования и хранения.
Применяются общие и специальные методы анализа нефтепродуктов. Общие методы служат для определения физико-химических свойств, нормируемых для большинства товарных нефтепродуктов, например, содержание воды, золы, механических примесей и т.д.
Специальными методами определяются показатели, нормируемые только для определенной, более узкой группы нефтепродуктов, например, фракционный состав и упругость паров топлив и др.
Тот или иной метод анализа дает надежные результаты только тогда, когда его проводят в установленных нормативными документами условиях.
Надежная гарантия качества нефтепродуктов может быть обеспечена только при наличии надежных и точных методов его оценки.
Важно знать, с какой точностью осуществляются испытания при контроле качества нефтепродуктов. Показатели точности в большинстве случаев получают проведением межлабораторных испытаний, являющихся основой метрологической аттестации. При положительных результатах межлабораторных испытаний устанавливают показатели точности в следующих формулировках: сходимость и воспроизводимость, которые могут быть представлены в виде единичных результатов или в виде графиков, таблиц и номограмм.
Некоторые показатели качества непосредственно указывают на поведение нефтепродуктов в условиях эксплуатации. Однако в основном нормируемые показатели являются лишь косвенными, но очень важными характеристиками эксплуатационных свойств нефтепродуктов.
Рассмотрим некоторые методы анализа нефтепродуктов.
Методика измерения плотности, изложенная в МИ 2823, применяется при определении качества и массы нефтепродукта косвенным методом статических измерений и косвенным методом динамических измерений (при отключении рабочего и отсутствии резервного поточного преобразователя плотности).
Сущность метода заключается в погружении ареометра в испытуемый нефтепродукт, снятии показаний по шкале ареометра при температуре определения и пересчете показаний ареометра к стандартной температуре 15 о С, 20о С или к температуре, при которой известен объем.
Измерения плотности нефтепродукта проводят в помещении ХАЛ.
При выполнении измерений соблюдаются следующие условия:
- температура окружающего воздуха, о С20+/-5;
- атмосферное давление, кПа101,3 +/-4;
- относительная влажность воздуха, %30 — 80.
Если температура пробы нефтепродукта перед заполнением измерительного цилиндра отличается от температуры окружающего воздуха более чем на 3 о С, цилиндр для ареометров термостатируют в течение времени, необходимого для установления температурного равновесия.
