Инструкция о порядке поступления, хранения, отпуска и учета нефт. Инструкция по учету нефти и нефтепродуктов разработана на основе действующих нормативных документов, положений и стандартов

• Название: Инструкция по учету нефти и нефтепродуктов разработана на основе действующих нормативных документов, положений и стандартов
• Дата: 21.01.2023
• Размер: 207.27 Kb.
• Имя файла: Инструкция о порядке поступления, хранения, отпуска и учета нефт.docx
• Тип: Инструкция; #896905
• страница: 1 из 15

УТВЕРЖДАЮ

Заместитель Председателя

Госкомнефтепродукта СССР

А.Д.Рудковский

15 августа 1985 года N 06/21-8-446

ИНСТРУКЦИЯ

о порядке поступления, хранения, отпуска

и учета нефти и нефтепродуктов на нефтебазах,

наливных пунктах и автозаправочных станциях

системы Госкомнефтепродукта СССР

(с изменениями на 20 июня 1986 года)

____________________________________________________________________

В документе учтено:

письмо Госкомнефтепродукта РСФСР от 20 июня 1986 года N 11-10-225.

____________________________________________________________________
Введение
Инструкция по учету нефти и нефтепродуктов разработана на основе действующих нормативных документов, положений и стандартов.
Инструкция устанавливает порядок учета нефти и нефтепродуктов, проведения учетно-расчетных операций и является обязательной для всех предприятий и организаций системы Госкомнефтепродукта СССР (абзац в редакции письма Госкомнефтепродукта РСФСР от 20 июня 1986 года N 11-10-225 - см. предыдущую редакцию).
1. Общие положения
1.1. Учет нефтепродуктов на нефтебазах и наливных пунктах ведется в единицах массы, а на АЗС, кроме того, в единицах объема. Для обеспечения достоверности и единства измерений массы нефтепродуктов, а также контроля их качества нефтебазы и АЗС должны иметь необходимое оборудование и средства измерений, допущенные к применению Госстандартом и имеющие клеймо Государственной метрологической службы или соответствующую отметку в паспорте (пункт в редакции письма Госкомнефтепродукта РСФСР от 20 июня 1986 года N 11-10-225 - см. предыдущую редакцию).
1.2. Средства измерений, находящиеся в эксплуатации, подвергаются государственной или ведомственной поверке, которая удостоверяется клеймением средств измерений, выдачей свидетельства о поверке или отметкой в паспорте средства измерений.
Государственная и ведомственная поверки производятся лицами, аттестованными в качестве государственных поверителей в порядке, установленном Госстандартом.
1.3. Государственной поверке, производимой органами Госстандарта, подвергаются средства измерений, включенные в утверждаемый Госстандартом перечень средств измерений, подлежащих обязательной государственной поверке (приложение 1).
Средства измерений, поверка которых не может быть обеспечена ведомственной поверкой, представляются на поверку в органы Госстандарта или на предприятия, в организации и учреждения других министерств и ведомств, которым это право предоставлено органами Госстандарта.
1.4. Ответственным за комплектность и исправное состояние средств измерений возлагается на руководителей предприятий и организаций нефтепродуктообеспечения, которые в свою очередь приказом назначают лиц для осуществления повседневного контроля за средствами измерений в соответствии с "Положением о метрологической службе территориального управления, управления магистральных нефтепродуктопроводов, нефтебазы, предприятия и организации". При этом ответственные лица в своей работе должны руководствоваться нормативными документами, приведенными в приложении 2.
1.5. При эксплуатации нефтебаз, АЗС и наливных пунктов следует руководствоваться Правилами технической эксплуатации нефтебаз, автозаправочных станций, утверждаемыми Госкомнефтепродуктом СССР.
2. Методы и средства измерений нефти

и нефтепродуктов
Объемно-массовый метод измерений
2.1. Этим методом определяется масса нефтепродукта по его объему и плотности. Объем нефтепродукта определяется из градуировочных таблиц по измеренному уровню в резервуарах, железнодорожных цистернах, танках судна или по полной вместимости указанных емкостей. Объем можно также измерять счетчиком жидкости.
Приборы и средства измерения
2.2. 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".
2.3. 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 или госкомнефтепродуктом союзной республики.
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.
2.4. 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.
2.5. 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.
2.6. 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.
2.7. 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.
2.8. 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.
2.9. В железнодорожных цистернах объем нефтепродуктов определяется по градуировочным таблицам, составленным на каждый сантиметр высоты. Среднее значение вместимости дробных частей сантиметра вычисляется расчетным путем.
2.10. 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).
2.11. 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 МШР 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.
2.12. 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.
2.13. Плотность в отобранных пробах определяется ареометрами стеклянными типа АН или АНТ-1 по ГОСТ 18481-81#S, 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%.
2.14. Температура нефтепродуктов должна измеряться термометрами ртутными стеклянными лабораторными ТЛ-4 группа 4Б N 1 и 2.
Измерять среднюю температуру нефтепродукта в резервуарах можно с помощью термометров сопротивления. Погрешность средств измерения температуры не должна превышать +/- 0,5° С.
Проведение измерений
2.15. Уровень нефтепродуктов в резервуарах можно измерять рулеткой с грузом или уровнемерами с местным отсчетом или дистанционной передачей показаний на пульт в операторную; показания необходимо считывать с точностью до 1 мм; место касания груза на днище резервуара должно быть горизонтальным и жестким. При измерениях в горизонтальных резервуарах нижний конец метроштока или груза рулетки должен попадать на нижнюю образующую резервуара. Стабильность точки отсчета контролируется базовой высотой. В случае изменения базовой высоты необходимо выяснить причину этого изменения и устранить ее.
2.16. Уровень нефтепродукта необходимо измерять дважды. Измерительную ленту с грузом или метрошток следует опускать медленно, не допуская волн на поверхности нефтепродукта и ударов о днище резервуара. Лента рулетки должна находиться все время в натянутом состоянии, а метрошток - в строго вертикальном положении. Измерения проводят при установившемся уровне нефтепродукта и отсутствии пены.
Показания рулетки или метроштока отсчитывают с точностью до 1 мм сразу по появлении смоченной части рулетки или метроштока над измерительным люком.
Если расхождения превышают 1 мм, измерения необходимо повторить.
Ленту рулетки или метрошток до и после измерений необходимо протереть мягкой тряпкой насухо.
2.17. При измерении уровня подтоварной воды водочувствительный слой ленты или пасты в течение 2-3 мин. полностью растворяется и резко выделяется грань между слоями воды и нефтепродукта. Отсчет уровня подтоварной воды необходимо проводить с точностью до 1 мм. Размытая грань свидетельствует об отсутствии резкой границы между водой и нефтепродуктом и наличии водоэмульсионного слоя.
Если грань обозначается на ленте или пасте с противоположных сторон груза рулетки или метроштока на разной высоте, то измерения должны быть повторены.
2.18. При измерении уровня нефтепродукта в горизонтальных резервуарах необходимо вносить поправку на уклон резервуара по формуле:
, ( 2.1)

#G1

где n - уклон оси резервуара;
l - расстояние от точки измерения уровня до середины резервуара, мм;
знак (-) - если уклон в сторону люка;
-"- (+) - если уклон от люка.
Допустимый уклон резервуара не более 1:1000.
Пример: В резервуаре V - 75 куб.м расстояние от измерительного люка до середины резервуара l - 3870 мм. Уклон резервуара в сторону измерительного люка 1:200, откуда n = 0,005.
Измерены уровни: воды h - 35 мм
нефтепродукта и воды h общий - 3200 мм
Поправка на уклон
h = n x l = -3870 x 0,005 = - 19 мм
Исправленный уровень:
воды hb = 35 - 19 = 16 мм
нефтепродукта и воды общий h = 3200 - 19 = 3181 мм.
2.19. Уровень нефтепродукта и подтоварной воды в железнодорожных цистернах измеряется метроштоком через горловину котла цистерны в 2 противоположных точках горловины по оси цистерны. При этом необходимо следить за тем, чтобы метрошток опускался на нижнюю образующую котла и не попадал в углубления для нижних сливных приборов. Уровень следует отсчитывать до 1 мм.
2.20. В автоцистерны нефтепродукт следует наливать до планки, установленной в горловине котла цистерны на уровне, соответствующем номинальной вместимости, или по заданной дозе согласно показаниям объемного счетчика.
2.21. Плотность нефтепродуктов в резервуарах и транспортных средствах определяется по отобранным пробам, в трубопроводе измеряется автоматическими плотномерами или по отобранным пробам. Плотность отсчитывается до четвертого знака.
Из резервуаров и транспортных средств пробы отбираются в соответствии с ГОСТ 2517-80.
В стационарных резервуарах для отбора проб должны применяться сниженные пробоотборники по ГОСТ 13196-77 или ручные пробоотборники по ГОСТ 2517-80.
Для отбора точечных проб пробоотборник опускается на заданный уровень и выдерживается в течение 5 минут.
2.22. При наливе автоцистерн на нефтебазах для определения плотности пробы из резервуаров следует отбирать через каждые два часа.
2.23. Температура нефтепродуктов определяется в течение 1-3 минут после извлечения каждой точечной пробы или в средней пробе, отобранной сниженным пробоотборником. Термометр необходимо погружать в нефтепродукты на глубину, указанную в техническом паспорте на данный термометр, и выдерживать в пробе 1-3 минуты до принятия столбиком ртути постоянного положения.
Отсчитывается температура по термометру, не вынимая его из нефтепродукта.
Температура нефтепродукта вычисляется как среднее арифметическое температур точечных проб, взятых в соотношении, принятом для составления объединенной пробы по ГОСТ 2517-80.
Например: объединенная проба нефтепродукта из вертикального резервуара отбирается с трех уровней: верхнего, среднего и нижнего и смешивается в соотношении 1 : 3 : 1.
В этом случае средняя температура нефтепродукта вычисляется:
, (2.2)
где: tв - температура точечной пробы верхнего слоя в град. С;
tс - температура точечной пробы среднего слоя в град. С;
tн - температура точечной пробы нижнего слоя в град. С.
При дистанционном измерении средней температуры нефтепродукта в резервуаре термометрами сопротивлений температура в пробах не измеряется.
Объединенная проба из горизонтального цилиндрического резервуара диаметром более 2500 мм отбирается с 3 уровней: верхнего, среднего и нижнего и смешивается в соотношении 1 : 6 : 1.
Средняя температура вычисляется:
(2.3)
Объединенная проба из горизонтального цилиндрического резервуара диаметром менее 2500 мм независимо от степени заполнения, а также из горизонтального цилиндрического резервуара диаметром более 2500 мм, заполненного на высоту до половины диаметра и менее, отбирается с 2 уровней: середины и низа и смешивается в соотношении 3 : 1, а температура рассчитывается по формуле:
(2.4)
2.24. Плотность нефтепродукта по отобранным пробам определяется в лаборатории или на месте отбора проб по ГОСТ 3900-47.
2.25. При определении плотности на месте отбора проб площадка для проведения измерений должна быть ровной, горизонтальной, защищенной от ветра, осадков, солнечной радиации кожухом или другими устройствами.
2.26. Процесс измерения нефтепродуктов объемно-массовым методом может быть автоматизирован путем применения в резервуарах измерительных установок, а при наливе транспортных средств автоматических систем налива с использованием счетчиков, автоматических плотномеров, объединенных в систему измерения массы нефтепродукта.
2.27. Масса принятого (отпущенного) нефтепродукта в резервуарах с понтонами или плавающими крышами определяется с учетом массы понтона (плавающей крыши) и его положения в резервуаре. Для этого необходимо знать, на каком уровне начинает всплывать понтон или плавающая крыша. Масса понтона или плавающей крыши определяется по рабочим чертежам, прикладываемым к градуировочной таблице.
2.28. При заполнении резервуара нефтепродуктом отдельные части понтона (плавающей крыши) всплывают неодновременно. Зона от начала и до конца всплытия зависит от конструкции покрытия и диаметра резервуара. При эксплуатации следует избегать измерений нефтепродуктов в этой зоне, так как это ведет к большим погрешностям при определении массы нефтепродукта.
2.29. При определении количества нефтепродуктов в резервуарах с понтонами или плавающими крышами должны вноситься поправки в соответствии с ГОСТ 8.380-80.
2.30. При приемке и отпуске нефтепродуктов необходимо помнить:
- если до начала измерения покрытие находилось в плавающем состоянии, а по окончании - на опорных стойках (или наоборот), то поправка на покрытие вносится на тот момент, когда оно находится в плавающем состоянии;
- если до и после измерений покрытие находится в плавающем состоянии или на опорах, поправка на покрытие не вносится.