Основные операции по учету нефтепродуктов. Учетные операции с нефтью


Учетно-расчетная операция - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Учетно-расчетная операция

Cтраница 2

При помощи печатающих устройств через каждые 30 или 60 мин регистрируются параметры технологического режима, состава и физико-химических свойств сырья и продуктов, а также результатов учетно-расчетных операций на бланках суточных рапортов.  [16]

Рычажные весы, оборудован ньне преобразователями, требуются главным образом там, где точность взвешивания должна лежать в пределах 0 1 % и имеется необходимость автоматизации учетно-расчетных операций.  [17]

Плотность - не основной параметр для оценки качества нефтепродуктов и лишь в известной степени характеризует их состав, однако она имеет большое практическое значение при определении количества нефтей и нефтепродуктов по объему при учетно-расчетных операциях.  [18]

В практике деятельности обслуживающего персонала ( операторов) предприятий по обеспечению нефтепродуктами, автозаправочных станций ( АЗС) часто возникает необходимость в оперативной оценке достоверности измерительной информации и надежности измерительных средств, применяемых в системах измерений при проведении учетно-расчетных операций. Эти функции возложены на метрологов предприятий, операторов предприятий обеспечения нефтепродуктами, следовательно, работникам данной категории следует хорошо разбираться в номенклатуре применяемых средств измерений и методах их поверки.  [19]

В практике деятельности обслуживающего персонала ( операторов) предприятий по обеспечению нефтепродуктами, автозаправочных станций ( АЗС) часто возникает необходимость в оперативной оценке достоверности измерительной информации и надежности измерительных средств, применяемых в системах измерений при проведении учетно-расчетных операций. Эти функции возложены на метрологов предприятий, операторов ПОН и АЗС, следовательно, работникам данной категории следует хорошо разбираться в номенклатуре применяемых средств измерений и методах их поверки.  [20]

Приборы для измерения количества и расхода широко применяют в промышленности, так как, помимо контроля за ходом технологических процессов, необходимо определять расход газообразного и жидкого топлива, водяного пара, сжатого воздуха, технической воды для технической отчетности, составления материальных балансов, учетно-расчетных операций.  [21]

Главное требование к оперативной информации - быстрота ее представления, в то время как точность определения значения может быть небольшой. Для учетно-расчетных операций, наоборот, основное требование к информации предъявляется по ее точности. Погрешность полученных данных не должна превышать нормативных значений, определенных соответствующими правилами и инструкциями. Время получения этой информации не имеет существенного значения. Учитывая, что основной первичной информацией для обеих групп операций является уровень жидкости в резервуаре, применяемые системы для осуществления централизованных операций должны удовлетворять требованиям как той, так и другой групп.  [22]

Товарно-учетная информация необходима для получения объективной документации: коммерческой, бухгалтерской и учетной. Эта информация используется при учетно-расчетных операциях постановщиков-потребителей, а также для осуществления рациональных планов загрузки объектов транспорта и хранения. Такую группу операций называют коммерческим учетом.  [23]

Информация обрабатывается по определенной программе, заложенной в вычислительную часть электронной машины. Производятся расчеты технико-экономических показателей, учетно-расчетные операции по каждой установке, расчеты материальных балансов па сырью и выпускаемой продукции, расчет общих и удельных энергетических затрат ( электроэнергии, топлива, воды) и расхода реагентов, определяется отбор целевых продуктов в.  [24]

Градуировочные таблицы на стационарные резервуары утверждает руководство организации, эксплуатирующей резервуары. Градуировочные таблицы на резервуары для учетно-расчетных операций утверждаются руководителем территориального органа Госстандарта.  [25]

Поплавковые уровнемеры с пружинным уравновешиванием типа УДУ-10 предназначены для измерения уровня нефтепродуктов в резервуарах различных типов. Конструкции уровнемеров позволяют вести оперативный контроль и учетно-расчетные операции нефти и нефтепродуктов.  [26]

Устанавливаемые на магистральных трубопроводах узлы учета количества и качества нефти ( нефтепродуктов) в зависимости от выполняемых функций делятся на коммерческие и оперативные. Коммерческие узлы осуществляют учет с точностью, необходимой для учетно-расчетных операций. Оперативные узлы производят учет с точностью, необходимой для оперативных целей и задач АСУ ТП, и могут являться резервными точками коммерческого учета В состав коммерческих узлов входят рабочие, резервные и контрольные измерительные линии, приборы качества, автоматический пробоотборник, трубопоршневая установка и устройство регулирования расхода. На оперативных узлах учета приборы качества, трубопоршневая установка и устройство регулирования расхода могут не предусматриваться. Число рабочих измерительных линий определяется из условий обеспечения заданной точности измерения в диапазоне 30 - 100 % пропускной способности трубопровода. Число-резервных линий принимается в размере 30 - 50 % от числа рабочих измерительных линий, как правило, должно быть не более десяти.  [27]

Устанавливаемые на магистральных нефтепроводах узлы учета количества и качества нефти в зависимости от выполняемых функций делятся на коммерческие и оперативные. Коммерческие узлы осуществляют учет с точностью, необходимой для учетно-расчетных операций. Оперативные узлы производят учет с точностью, необходимой для оперативных целей и задач АСУ ТП, и могут являться резервными точками коммерческого учета. В состав коммерческих узлов входят рабочие, резервные и контрольные измерительные линии, приборы качества, автоматический пробоотборник, трубопоршневая установка и устройство регулирования расхода. На оперативных узлах учета приборы качества, трубопоршневая установка и устройство регулирования расхода могут не предусматриваться.  [28]

В целях перехода к учету принятых и отпущенных нефтепродуктов для перевозки водным транспортом по береговым резервуарам разработаны правила утверждения градуировочных таблиц на резервуары и технологические трубопроводы для нефти и нефтепродуктов. В правилах предусматривается утверждение калибровочных таблиц резервуаров, участвующих в учетно-расчетных операциях, органами Госстандарта СССР.  [29]

Рассмотрена сложившаяся система определения количества и качества нефтепродуктов на предприятиях с учетом действующих стандартов, нормативных документов и положений. Обобщен передовой отечественный н зарубежный опыт по совершенствованию метрологического и правового обеспечения учетно-расчетных операций в условиях перехода к рыночным отношениям.  [30]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

Основные операции по учету нефтепродуктов

Наименование операции Периодичность проведения Руководящие документы
Измерение уровня нефте­продуктов в резервуарах При приеме нефте­продуктов (до и после слива). При проведе­нии технологических перекачек из одного резервуара в другой. При приеме (сдаче) смены. Перед прове­дением закачки резер­вуара Инструкция о порядке поступления, хранения и учета нефти и нефтепродуктов на нефтеба­зах и автозаправочных станциях системы Госкомнефтепродукта СССР. Утверждены Зам. Председателя Госкомнефтепродукта СССР 15.08.1985г. Правила технической экс­плуатации стационарных, контейнерных и передвижных автозаправочных станций. Вве­дены в действие приказом Главного управле­ния по госпоставкам и коммерческой дея­тельности ГП "Роснефть" от 24.12.1993г.
Измерение плотности нефтепродукта При приеме нефте­продуктов ГОСТ 3900-85
Измерение температуры нефтепродукта При приеме нефте­продуктов. При приеме (сдаче) смены ГОСТ 3900-85
Отбор проб из автоцистерны При приеме нефте­продуктов ГОСТ 2517-85
Измерение уровня подто­варной воды При приеме нефте­продуктов. При приеме (сдаче) смены Инструкция о порядке поступления, хранения и учета нефти и нефтепродуктов на нефтеба­зах и автозаправочных станциях системы Госкомнефтепродукта СССР. Утверждены Зам. Председателя Госкомнефтепродукта СССР 15.08.1985г.
Проверка по­грешности ТРК с помощью образцового мерника II разряда При приеме (сдаче) смены Инструкция о порядке поступления, хранения и учета нефти и нефтепродуктов на нефтеба­зах и автозаправочных станциях системы Госкомнефтепродукта СССР. Утверждены Зам. Председателя Госкомнефтепродукта СССР 15.08.1985 г. (п. 6.16), ГОСТ 8.400-80, МИ 1864-88
Снятие сум­марных пока­заний всех топливоразда- точных колонок При приеме (сдаче) смены Инструкция о порядке поступления, хранения и учета нефти и нефтепродуктов на нефтеба­зах и автозаправочных станциях системы Госкомнефтепродукта СССР. Утверждены Зам. Председателя Госкомнефтепродукта СССР 15.08.1985г.
Оформление документации При приеме нефте­продуктов (до и после слива). При приеме (сдаче) смены. Перед проведением зачистки резервуара Инструкция о порядке поступления, хранения и учета нефти и нефтепродуктов на нефтеба­зах и автозаправочных станциях системы Госкомнефтепродукта СССР. Утверждены Зам. Председателя Госкомнефтепродукта СССР 15.08.1985г.

 

 

2.3.2. ПОРЯДОК ПЕРЕДАЧИ СМЕНЫ

 

Для осуществления учета нефтепродуктов при приеме и передаче сме­ны определяется следующий порядок действий операторов:

· снятие показаний суммарного счетчика всех топливораздаточных колонок и определение на их основе объема нефтепродуктов, реализо­ванных потребителю за смену;

· измерение температуры, общего уровня нефтепродуктов и уровня подтоварной воды в каждом резервуаре;

· определение по результатам измерений объема нефтепродукта, находя­щегося в каждом из резервуаров АЗС;

· определение количества расфасованных в тару нефтепродуктов и других товаров;

· передача по смене остатков денег, талонов и иных материальных ценностей.

Пример сменного отчета, составляемого по окончании каждой смены, приведен на рис. 2.1.

В графе 4 отчета приводят данные об остатках нефтепродуктов на на­чало смены, показанные в графе 15 отчета предыдущей смены.

В графе 5 показывают количество поступивших за смену нефтепро­дуктов, расшифровка которых приводится в графах 1-9 на оборотной сторо­не отчета.

В графах 6-10 на основании счетных механизмов топливораздаточных колонок определяют количество отпущенных нефтепродуктов. Количество, показанное в графе 10, должно быть расшифровано в графах 10-17 оборот­ной стороны отчета.

Примечание. В графе 11 оборотной стороны сменного отчета показы­вают количество отпущенных нефтепродуктов по единым талонам за мину­сом количества нефтепродуктов, по талонам, выданным водителям в поряд­ке «Сдачи». Нефтепродукты по этим талонам (в литрах) показывают справочно в графе 18.

На основании произведенных измерений остатка нефтепродуктов в ре­зервуарах, а также проверки остатков других товаров определяют фактичес­кий остаток нефтепродуктов на конец смены, который отражают в графе 15 отчета.

В графе 16 показывают расчетный остаток нефтепродуктов на конец смены, определяемый как разница между итогом данных по графам 4 и 5 и данными по графе 10.

В графах 17 и 18 приводят результат работы операторов, сдающих сме­ну, - излишек или недостача (разница между данными 15 и 16).

 

 

Определенную при приемке и сдаче смены с помощью образцовых мер­ников фактическую погрешность измерения каждой топливораздаточной ко­лонки в процентах и литрах приводят в графах 19 и 20.

При этом, если колонка недодает нефтепродукт, то погрешность изме­рения указывают со знаком «+», а если она передает его - то со знаком «-».

Погрешность ТРК в абсолютных величинах (миллилитрах) определяют по шкале горловины образцового мерника, а относительную величину (%) - по формуле:

 

где: Vk - показатель отсчетного устройства в литрах;

Vm- показания мерника в литрах.

Сменный отчет составляется в двух экземплярах (под копирку) и под­писывается операторами сдающим и принимающим смену.

Первый экземпляр отчета (отрывной) с приложенными к нему отова­ренными и погашенными талонами, товарно-транспортными накладными, актами приемки нефтепродуктов, документами, подтверждающими сдачу наличных денег и др. оператором, сдающим смену, представляют в бухгалте­рию управления АЗС под расписку, а второй экземпляр остается в книге смен­ных отчетов на АЗС, и является контрольным для операторов смен.

Сделанные при проверке сменных отчетов исправления заверяют под­писями оператора, а также главного бухгалтера или по его поручению дру­гим работником бухгалтерии.

Излишки и недостачи нефтепродуктов (по видам и маркам), выявлен­ные в результате фактической погрешности ТРК по сменным отчетам, бух­галтерия учитывает по каждой смене в контрольно накопительной ведомос­ти в течение межинвентаризационного периода. На дату проведения инвен­таризации производят подсчет итогов погрешности и определяют результат в сальдированном виде.

Наряду с контрольно-накопительной ведомостью на излишки и недо­стачи нефтепродуктов в результате погрешности измерения колонок бухгал­терия ведет контрольно-накопительную ведомость результатов (излишков и недостач), определенных при приеме и передаче нефтепродуктов каждым составом смен по видам и маркам (графы 17 и 18 сменного отчета). Результа­ты посменных передач нефтепродуктов суммируются за межинвентаризаци­онный период.

Погрешность измерения топливораздаточных колонок на АЗС может быть применена только при условии ежесменной регистрации фактической погрешности каждой колонки в сменных отчетах. Если регистрация факти­ческой погрешности измерения топливораздаточных колонок при передаче смен не производится, применение ее для отражения в учете запрещено.

 

Водители заправщики передвижных АЗС сменный отчет составляют ежедневно и с приложением соответствующих документов в установленное время представляют его в бухгалтерию.

 

2.3.3. СРЕДСТВА ЗАМЕРА КОЛИЧЕСТВА ГОРЮЧЕГО

 

Для осуществления учета нефтепродуктов на АЗС используются следу­ющие средства измерений:

· метр штоки;

· рулетки с лотом;

· приборы для измерения уровня;

· градуировочные таблицы и резервуары;

· мерники.

На эти средства измерения выдается свидетельство о государственной поверке или ставится клеймо государственного поверителя. Периодичность поверки средств измерения уровня устанавливается эксплуатационными до­кументами, но не реже 1 раза в год.

Метрштоки изготавливают нескольких типов: МШР - метршток раз­движной (складной), МШС - метршток составной (неразъемный 1-го и 2-го исполнений), МША - метршток неразъемный алюминиевый.

Метрштоки изготавливают из стальных и алюминиевых холодноката­ных или электросварных труб диаметром 20-25 мм с наконечником из лату­ни. Основные параметры метрштоков указаны в табл. 2.2.

Конструкция метр штока предусматривает возможность:

· замены наконечника;

· крепления водочувствительной ленты;

· сборки и фиксации звеньев (для МШР),

· неразъемного соединения звеньев (для МШС).

Наконечник метрштока должен крепиться без люфта. Основные метро­логические характеристики метрштоков должны соответствовать техническим

Таблица 2.2 Основные параметры метрштоков
Показатели Тип метрштока
МШР MLUC-1 МШС-2 МША
Максимальная длина метрштока в развер­нутом и фиксированном положении, мм 2000-4500
Длина шкалы, мм 2000-4300
Цена деления шкалы, мм
Минимальная длина шкалы звеньев, мм
Максимальная масса, кг 2,8 3,0 4,0 2,1

 

требованиям по ГОСТ 18987. Погрешность общей длины шкалы метрштока и отдельных ее делений при температуре 20 ± 5 °С не должна превы­шать значений:

· по всей длине шкалы - ±2 мм;

· от начала до середины шкалы - ±1 мм;

· для сантиметровых делений - ±0,5 мм;

· для миллиметровых делений - ±0,2 мм.

Неперпендикулярность торцевой поверхности наконечника относитель­но образующей метрштока - не более ± 1°.

Рулетки с лотом (рис. 2.2).

Лот - стакан цилиндрической формы с крышкой. На наружной по­верхности стакана имеется металли­ческая линейка, при помощи которой определяют уровень воды на дне ре­зервуара. Характеристики рулеток приведены в табл. 2.3.

Рекомендуется ежедневно прове­рять внешний вид шкалы метрштоков и рулеток с лотом, а также отсутствие на их рабочей части забоин и следов коррозии. По окончании измерений метрштоки и ленту вытирают насухо и слегка смазывают маслом. Хранение осуществляется в сухом помещении.

Таблица 2.3



infopedia.su

Приказ от 31 марта 2005 г. № 0069 Об утверждении и введении...

Действующий

Документ [ /20/37/1033/ ]: Приказ № 0069 Об утверждении и введении в действие рекомендаций по определению массы нефти при учетных операциях с

В соответствии с Положением о Министерстве промышленности и энергетики Российской Федерации, утвержденным Постановлением Правительства Российской Федерации от 16 июня 2004 г. N 284, в целях упорядочения требований к системам измерений количества и показателей качества нефти, порядка определения массы нефти при учетных операциях приказываю:

1. Утвердить прилагаемые Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти и ввести их в действие с 1 апреля 2005 года.

2. Признать не действующим с 1 апреля 2005 г. руководящий документ 153-39.4-042-99 "Инструкция по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти", утвержденный Приказом Министерства топлива и энергетики Российской Федерации от 14 апреля 2000 г. N 113.

УтвержденыПриказом Минпромэнерго Россииот 31 марта 2005 г. N 69

Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти

I. Область применения

1.1. Настоящие Рекомендации определяют требования к системам измерения количества и показателей качества нефти и порядок определения при учетных операциях массы нефти прямым и косвенным методами динамических измерений с нормированными значениями погрешности согласно ГОСТ Р 8.595 .

ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений.

1.2. Рекомендации могут быть применимы предприятиями различных форм собственности, осуществляющими учетные операции с применением систем измерения количества и показателей качества нефти, принятых в промышленную эксплуатацию в установленном порядке.

1.3. Положения Рекомендаций могут быть учтены при разработке методик выполнения измерений (МВИ) массы нефти и инструкций по эксплуатации систем измерения количества и показателей качества нефти (СИКН).

II. Термины и определения, принятые сокращения

2.1. В настоящем документе применены следующие термины и соответствующие им определения:

2.1.1. Система измерений количества и показателей качества нефти - совокупность функционально объединенных измерительных преобразователей, измерительных показывающих приборов, системы обработки информации, технологического оборудования, предназначенная для:

- измерения массы брутто нефти методом прямых или косвенных динамических измерений;

- измерения технологических и качественных параметров нефти;

- отображения (индикации) и регистрации результатов измерений.

2.1.1.1. Измерительный преобразователь - техническое средство с нормативными метрологическими характеристиками, служащее для преобразования измеряемой величины в электрический измерительный сигнал, удобный для обработки, хранения и дальнейшего преобразования системой обработки информации. В составе СИКН: преобразователи расхода (объемного и массового), преобразователи плотности, преобразователи влагосодержания, преобразователи вязкости, преобразователи температуры, преобразователи давления.

2.1.1.2. Измерительный прибор показывающий - средство измерения, предназначенное для получения и индикации непосредственно на месте измерения значения измеряемой величины в установленном диапазоне. В составе СИКН: манометры, термометры стеклянные.

2.1.1.3. Система обработки информации - вычислительное устройство, принимающее, обрабатывающее информацию о количественно-качественных параметрах нефти, измеренных первичными измерительными преобразователями, и включающее в себя блоки индикации и регистрации результатов измерений.

2.1.1.4. Технологическое оборудование - запорная и регулирующая арматура, трубопроводы, фильтры, струевыпрямители и прямолинейные участки, циркуляционный насос, автоматический и ручной пробоотборники, пробозаборное устройство, дренажные емкости, промывочный насос с соответствующей технологической обвязкой и др.

2.1.2. Автоматизированное рабочее место оператора - персональный компьютер с соответствующим программным обеспечением в комплекте с монитором, клавиатурой и принтером, предназначенный для отображения мнемосхемы СИКН, текущих технологических и качественных параметров нефти, измеренных и вычисленных системой обработки информации, формирования отчетных документов и вывода их на печать.

2.1.3. Измерительная линия - часть конструкции системы измерений количества и показателей качества нефти, состоящая из преобразователей расхода в комплекте со струевыпрямителями или прямолинейными участками трубопроводов, оснащенными устройством отбора давления и карманом для термометра, преобразователями температуры и давления, манометром и термометром, задвижками и фильтром.

2.1.4. Измерительная линия рабочая - измерительная линия, находящаяся в работе при нормальном режиме эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти.

2.1.5. Измерительная линия контрольная - измерительная линия, применяемая для контроля метрологических характеристик рабочих преобразователей расхода и (или) для измерения количества нефти, протекающего через рабочую измерительную линию при проверке преобразователя расхода, установленного на этой линии.

2.1.6. Измерительная линия резервная - измерительная линия, находящаяся в ненагруженном резерве, которая в любой момент времени может быть включена в работу.

2.1.7. Диапазон расходов и вязкости нефти рабочий - область значений расходов и вязкости, в которой эксплуатируются преобразователи расхода и нормированы их метрологические характеристики.

2.1.8. Контроль метрологических характеристик - определение отклонения метрологических характеристик средств измерений в межповерочном интервале от действительных значений, определенных при последней поверке, и установление пригодности средств измерений к дальнейшей эксплуатации.

2.1.9. Межконтрольный интервал - промежуток времени между двумя очередными актами контроля, проводимого для выявления отклонения метрологических характеристик средств измерений от значений, определенных при поверке.

2.1.10. Учетные операции - операции, проводимые сдающей и принимающей нефть сторонами, для определения массы брутто и массы нетто нефти для последующих расчетов, а также операции, проводимые при инвентаризации нефти и арбитраже.

2.1.11. Резервная схема учета - система, применяемая для измерения массы нефти при отказе основной схемы - системы измерения количества и показателей качества нефти. В качестве резервной схемы учета используют:

- другую (вторую) систему измерения количества и показателей качества нефти, реализующую метод динамических измерений массы и расположенную на одной площадке с основной схемой;

- технические средства, реализующие метод статических измерений массы: резервуары, железнодорожные цистерны, танки наливных судов, оснащенные уровнемерами (или применяют рулетки), преобразователями плотности (или применяют ареометры), преобразователями температуры (или применяют термометры), автоматическими пробоотборниками (или применяют ручной пробоотборник).

2.1.12. Масса брутто нефти - общая масса нефти, включающая массу балласта.

2.1.13. Масса балласта - общая масса воды, хлористых солей и механических примесей в нефти.

2.1.14. Масса нетто нефти - разность массы брутто нефти и массы балласта.

2.2. В настоящих Рекомендациях приняты следующие сокращения:

- АРМ-оператора - автоматизированное рабочее место оператора;

- БИК - блок измерения показателей качества нефти;

- КМХ - контроль метрологических характеристик;

- МВИ - методика выполнения измерений;

- МХ - метрологические характеристики;

- ПП - преобразователь плотности;

- ПР - преобразователь расхода;

- ПСП - приемо-сдаточный пункт;

- ПУ* - поверочная установка;

- СИ - средство измерения;

- СИКН - система измерений количества и показателей качества нефти;

- СОИ - система обработки информации;

dokipedia.ru