Крупнейшая бесплатная информационно-справочная система онлайн доступа к полному собранию технических нормативно-правовых актов РФ. Огромная база технических нормативов (более 150 тысяч документов) и полное собрание национальных стандартов, аутентичное официальной базе Госстандарта. GOSTRF.com - это более 1 Терабайта бесплатной технической информации для всех пользователей интернета. Все электронные копии представленных здесь документов могут распространяться без каких-либо ограничений. Поощряется распространение информации с этого сайта на любых других ресурсах. Каждый человек имеет право на неограниченный доступ к этим документам! Каждый человек имеет право на знание требований, изложенных в данных нормативно-правовых актах!

  


|| ЮРИДИЧЕСКИЕ КОНСУЛЬТАЦИИ || НОВОСТИ ДЛЯ ДЕЛОВЫХ ЛЮДЕЙ ||
Поиск документов в информационно-справочной системе:
 

ВСЕСОЮЗНЫЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ
МЕТРОЛОГИЧЕСКОЙ СЛУЖБЫ

УТВЕРЖДАЮ

Директор ВНИИМС

__________ А.И. Асташенков

«8» ___августа___ 1998 г.

РЕКОМЕНДАЦИЯ

ГОСУДАРСТВЕННАЯ СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ
ЕДИНСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Нормы погрешности баланса сдаваемой и принимаемой нефти
в акционерных обществах по транспорту нефти
Методика расчета

Ми 2483-98

МОСКВА
1998

РАЗРАБОТАНА

Институтом проблем транспорта энергоресурсов «ИПТЭР»

ИСПОЛНИТЕЛИ

А.Т. Гумеров д.т.н., И.С. Бронштейн, М.Г. Векштейн к.т.н., С.Я. Фарфель

РАЗРАБОТАНА

ЗАО «Центр МО» Акционерной компании по транспорту нефти «Транснефть»

ИСПОЛНИТЕЛИ

В.Б. Бельзецкий, Ю.А. Курдюмов

УТВЕРЖДЕНА

18.08.98 г. Всероссийским научно-исследовательским институтом метрологической службы (ВНИИМС)

ЗАРЕГИСТРИРОВАНА

20.08.98 г. ВНИИМС

ВВЕДЕНА

Взамен РД 39-0147103-308-88 «Нормы точности баланса сдаваемой и принимаемой нефти в территориальных управлениях магистральными нефтепроводами и в целом по Главтранснефти. Методика расчета»

ВВЕДЕНИЕ

Настоящая рекомендация устанавливает методику расчета норм погрешности баланса сдаваемой и принимаемой нефти в акционерных обществах по транспорту нефти.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Нормой погрешности баланса (или допускаемый дебаланс) сдаваемой и принимаемой нефти является величина допускаемой разницы между массами прихода и поставок нефти при составлении исполнительных материальных балансов.

1.2. Величину допускаемого дебаланса определяют погрешностью средств измерений и методов определения составляющих массы прихода и поставок нефти.

1.3. Определенные по настоящей рекомендации нормы служат для контроля за фактическими величинами потерь нефти при транспорте и хранении, а также за состоянием системы учета количества сдаваемой и принимаемой нефти.

1.4. Нормы погрешности баланса сдаваемой и принимаемой нефти рассчитывают и усредняют по данным месячных или квартальных исполнительных балансов (в зависимости от принятой системы отчетности) за последний год, предшествующий расчету.

1.5. Рассчитанные нормы погрешности подлежат пересмотру в случае изменения метрологических характеристик средств измерений или схемы учета нефти.

2. МЕТОДИКА РАСЧЕТА НОРМ ПОГРЕШНОСТИ БАЛАНСА

Норму погрешности баланса вычисляют как суммарную погрешность определения составляющих приходной и расходной частей баланса в процентах от массы нетто нефти по формуле

        (1)

где Z - норма погрешности баланса, %;

ΔMxi - погрешность измерений массы нетто нефти, принятой от поставщика чрез i-й пункт учета нефти, тонна;

ΔMyj - погрешность измерений массы нетто нефти, поставленной потребителю или смежному УМН через j-й пункт учета нефти, тонна;

n, k - число пунктов учета нефти, через которые проводят прием и поставку нефти соответственно,

Δmрез - погрешность определения величины изменения массы нефти в резервуарах, тонна;

,  - погрешности определения величины изменения массы нефти в трубопроводах, тонна;

I, II - индексы, относящиеся к началу и концу отчетного периода, соответственно;

ΔПΣ - погрешность определения потерь нефти за отчетный период, тонна,

Mp - масса нетто нефти за отчетный период, тонна.

Примечания:

1. Mp - это сумма поставок нефти всем потребителям (на основе первичных приемо-сдаточных и транспортных документов), изменения остатков нефти в резервуарах, трубопроводах и других емкостях, определенных при инвентаризациях на конец и начало отчетного периода, технологических и других потерь.

2. Значение Z вычисляют до третьего знака после запятой. Окончательное значение округляют до второго знака после запятой.

2.1. Значение Mp определяют по формуле

                                           (2)

где                                             (3)

                                                 (4)

ПΣ = Пе,                                                               (5)

где Myj - масса нетто нефти, переданная j-му потребителю и измеренная на j-м пункте учета нефти, тонна;

k - число потребителей;

mрез - изменение остатков нефти в резервуарах, определенных при инвентаризации на начало и конец периода, тонна;

N - число резервуаров;

Mрез - масса нефти в резервуаре, тонна;

mTP - изменение массы нефти в участках трубопровода, тонна;

MTP - масса нефти в объеме участка трубопровода, тонна;

l - число расчетных участков трубопровода;

Пе - величина естественной убыли, обусловленной испарением нефти, тонна.

2.2. Погрешность измерений массы нетто нефти, принятой от i-го поставщика и переданной j-му потребителю, определяют по формулам

ΔMxi = b · Mxi · δMxi,                                                      (6)

ΔMyj = b · Myj · δMyj,                                                      (7)

где Mxi - масса нетто нефти, измеренная на i-м пункте учета нефти за отчетный период, тонна,

δMyj - относительная погрешность измерений массы нетто на i-м пункте учета, %;

Myj - масса нетто нефти, измеренная на j-м пункте учета нефти за отчетный период, тонна;

δMyj - относительная погрешность измерений массы нетто на j-м пункте учета, %.

b - коэффициент размерности, равный 0,01, (%)-1.

2.2.1. Значения Mxi и Myj определяют:

- по УУН в соответствии с ГОСТ 26976-86 «Нефть и нефтепродукты. Методы измерения массы».

- по резервуарам и другим емкостям в соответствии с руководящим документом «Инструкция по учету нефти при ее транспортировке» (утв. АК «Транснефть» от 01.03.95 г.).

2.2.2. При проведении учетных операций по УУН значения δMxi и δMyj принимают равными значениям последнего определения суммарной относительной погрешности УУН.

Значения δMxi и δMyj не должны превышать ± 0,35 %.

Определение суммарной относительной погрешности УУН выполняют в соответствии с рекомендацией МИ 312-95 «Суммарная погрешность автоматизированных узлов учета нефти с турбинными счетчиками».

2.2.3. При проведении учетных операций по резервуарам значения δMxi и δMyj рассчитывают по математической модели для объемно-массового статического метода измерений массы нефти, приведенной в ГОСТ 26976-86 «Нефть и нефтепродукты. Методы измерения массы».

Полученное значение не должно превышать ± 0,5 %.

Примечание: Допускается при расчете DМxi и DМyj принимать значения δMxi и δMyj равными ± 0,5 %.

2.3. Погрешность определения величины изменения массы нефти в резервуарах определяют по формуле

                                 (8)

где δMрез - относительная погрешность измерений массы нефти в резервуарах, %.

Значение δMрез определяют в соответствии с п. 2.2.3 настоящей рекомендации.

2.4. Изменение массы нефти, находящейся в трубопроводах, связано с заполнением или опорожнением отдельных его участков, а также с изменением средней плотности нефти и содержания балласта, за отчетный период.

2.4.1. Погрешность определения величины изменения массы нефти в трубопроводах (за счет заполнения или опорожнения отдельных участков) определяют по формуле

                                      (9)

где δVTP - относительная погрешность определения вместимости одного метра длины трубопровода (погрешность градуировки), %, δVTP = 2 · δd;

δd - относительная погрешность определения внутреннего диаметра трубопровода, %;

m - количество участков трубопровода;

MIi, МIii - масса нетто нефти в i-м участке трубопровода на начало и конец отчетного периода соответственно, тонна.

Значение δd принимают равным 0,7 % в соответствии с ГОСТ 20295-85 «Трубы стальные сварные для магистральных газотрубопроводов. Технические условия».

Значения MIi, МIii определяют в соответствии с руководящим документом «Инструкция по учету нефти при ее транспортировке» (утв. АК «Транснефть» от 01.03.95 г.).

2.4.2. Погрешность определения величины изменения массы нефти в трубопроводах при неизменной длине участков (за счет изменения средней плотности нефти и содержания балласта) на начало и конец отчетного периода определяют по формуле

                              (10)

где δρcp - относительная погрешность определения средней плотности нефти в трубопроводе, %;

δW - погрешность определения массовой доли воды в нефти, %.

Значение δW для товарной нефти допускается принимать равным 0,19 %.

Значение δρcp определяют по формуле

                                    (11)

где ρ1, ρ2 - значения плотности нефти в начале и конце участка трубопровода на время проведения инвентаризации, кг/м3;

δρ1, δρ2 - относительная погрешность измерений плотности нефти на концах трубопровода, %.

В случае идентичности методов измерений плотности на концах участков трубопровода принимают

                                        (12)

где Dρ - погрешность лабораторного метода или поточного средства измерений плотности, кг/м3;

ρи - измеренное значение плотности, кг/м3.

Если за период времени, соответствующий заполнению рассматриваемого участка непосредственно перед инвентаризацией, отмечается изменение плотности нефти в начале участка более, чем, на 5 кг/м3, то значение δρср определяют по формуле

δρср = Dρ/ρср · 100,                                                       (13)

где Dρ - погрешность лабораторного метода или поточного средства измерений плотности в начальном пункте участка трубопровода, кг/м3;

ρср - средняя плотность нефти в трубопроводе, кг/м3.

Значение ρср определяют в соответствии с руководящим документом «Инструкция по учету нефти при ее транспортировке (утв. АК «Транснефть» от 01.03.95 г.).

2.5. Погрешность определения потерь нефти за счет естественной убыли, обусловленной испарением нефти, определяют по формуле

DПе = g · Пе,                                                           (14)

где g - коэффициент, определяемый эмпирическим методом; предельное значение не должно превышать 0,1.

Значение погрешности определения потерь нефти за отчетный период определяют по формуле

DПΣ = DПе.                                                             (15)

2.6. При расчете норм погрешности не учитывают погрешности определения разовых потерь и расходов нефти на собственные нужды в случае, если их весовая доля не превышает 0,1 % от общей массы поставок.

3. ПОРЯДОК ИСПОЛЬЗОВАНИЯ НОРМ ПОГРЕШНОСТИ БАЛАНСА

3.1. Рассчитанные по настоящей рекомендации нормы погрешности баланса используют при разработке исполнительных балансов нефти как нормируемое значение положительного и отрицательного дебаланса.

3.2. В случае, когда величина дебаланса превышает соответствующее нормируемое значение, то величину этого превышения записывают в исполнительном балансе как недостачу или как излишки.

ПРИЛОЖЕНИЕ 1

Перечень исходных данных для расчета норм погрешности баланса сдаваемой и принимаемой нефти

1. Месячный (квартальный) приход нефти (масса нетто), учтенный каждым пунктом учета нефти при приеме (Mxi). Данные представляют за 12 месяцев (четыре квартала) по форме 1.

2. То же для пунктов учета нефти при сдаче (Myi).

Форма 1

№ п/п

Наименование пункта учета нефти (номер, размещение)

Характеристика ТКО (по УУН или резервуарам)

Масса нетто нефти, учтенной за месяц (квартал), %

1

2

...

12

I кв

I кв

IV кв

3. Значения погрешностей средств измерений УУН по форме № 2.

Форма 2

п/п

Наименование пункта учета нефти (номер, размещение)

Характеристика работы УУН (по массе нетто, массе брутто, по объему)

Дата поверки

Суммарная погрешность УУН

Наибольшее значение погрешности ТПР, %

Значения погрешностей СИ УУН и определения физико-химических показателей нефти

(по МИ 312-95)

1

2

3

4

5

6

7

4. Величина остатков нефти (масса нетто) в резервуарных парках (Mрез) на начало месяца (квартала) по форме № 3.

Форма № 3

№ п/п

Наименование резервуарного парка

Наличие нефти в резервуарном парке на начало месяца (квартала), тонна

1

2

3

4

...

12

(I кв)

(I кв)

(I кв)

(II кв)

(IV кв)

5. Масса нефти в участках трубопроводов (MTP) на начало месяца (квартала). Форма представления аналогична форме 3.

6. Величины естественной убыли нефти (Пе) и других потерь за месяц (квартал). Форма представления аналогична форме 3.

Принятые сокращения:

ТКО - товарно-коммерческие операции;

ТПР - турбинный преобразователь поставок.

ПРИЛОЖЕНИЕ 2

Пример
расчета норм погрешности баланса

1. Исходные данные

Наименование составляющей

Обозначение

Величина, тыс. тонн

Относительная погрешность, %

1

2

3

4

Прием нефти

Mx

33787,1

δMxi

в том числе

НГДУ № 1

Mx1

2188,0

0,34

НГДУ № 2

Mx2

1527,8

0,31

НГДУ № 3

Mx3

774,9

0,50

НГДУ № 4

Mx4

1861,4

0,35

НГДУ № 5

Mx5

1159,2

0,33

НГДУ № 6

Mx6

927,1

0,50

УМН № 1

Mx7

10162,3

0,35

УМН № 2

Mx8

15186,4

0,34

Масса нефти в трубопроводах на начало периода

MTPI

2162,5

δρср

в т.ч.

MTPIω

Участок № 1

342,2

0,1

Участок № 2

241,2

0,1

Участок № 3

394,6

0,1

Участок № 4

353,2

0,1

Участок № 5

363,0

0,1

Участок № 6

223,2

0,1

Участок № 7

MрезI

245,1

0,1

Масса нефти в резервуарах на начало периода

MрезIj

456,7

δMрез

1 в т.ч.

Резервуарный парк № 1

63,4

0,5

Резервуарный парк № 2

48,6

0,5

Резервуарный парк № 3

57,4

0,5

Резервуарный парк № 4

21,8

0,5

Резервуарный парк № 5

87,4

0,5

Резервуарный парк № 6

94,5

0,5

Резервуарный парк № 7

My

35,4

0,5

Резервуарный парк № 8

48,2

0,5

Поставка нефти

Myl

33608,3

δλIyj

в т.ч.

My2

УМН 3

My3

15115,2

0,35

УМН № 4

My4

12162,3

0,31

Завод № 1

My5

1684,6

0,50

Завод № 2

1545,8

0,50

Завод № 3

MTPII

3100,4

0,35

Масса нефти в трубопроводах на конец периода

MTPIIω

2183,4

δρср

в т.ч.

Участок № 1

356,6

0,1

Участок № 2

249,4

0,1

Участок № 3

415,2

0,1

Участок № 4

358,3

0,1

Участок № 5

368,5

0,1

Участок № 6

220,1

0,1

Участок № 7

MрезII

215,3

0,1

Масса нефти в резервуарах на конец периода

MрезIIj

615,7

δλIрез

в т.ч.

Резервуарный парк № 1

72,5

0,5

Резервуарный парк № 2

72,8

0,5

Резервуарный парк № 3

71,7

0,5

Резервуарный парк № 4

45,3

0,5

Резервуарный парк № 5

102,4

0,5

Резервуарный парк № 6

115,3

0,5

Резервуарный парк № 7

Пе

62,7

0,5

Резервуарный парк № 8

73

0,5

Естественная убыль

71,2

g = 0,1

2. Вычисляют значения составляющих в формуле (1)

2.1. По формуле (2) определяют значение Mp

МР = [33608,3 + (615,7 - 456,7) + (2183,4 - 2162,5) + 71,2] · 103 = 33859400 тонн.

2.2. Используя формулу (6), определяют значение

2.3. Используя формулу (7), определяют значение

2.4. По формуле (8) определяют значение (Dmрез)2

2.5. По формуле (9) определяют значение

2.6. По формуле (10) определяют значение

2.7. По формуле (15) определяют значение (DПΣ)2

(DПΣ)2 = (0,1 · 103 · 71,2)2 = 0,51 · 108 тонн.

3. По формуле (1) определяют норму погрешности баланса

25.11.99.

СОДЕРЖАНИЕ

 

 






ГОСТЫ, СТРОИТЕЛЬНЫЕ и ТЕХНИЧЕСКИЕ НОРМАТИВЫ.
Некоммерческая онлайн система, содержащая все Российские Госты, национальные Стандарты и нормативы.
В Системе содержится более 150000 файлов нормативно-технической документации, действующей на территории РФ.
Система предназначена для широкого круга инженерно-технических специалистов.

Рейтинг@Mail.ru Яндекс цитирования

Copyright © www.gostrf.com, 2008 - 2016