ВСЕСОЮЗНЫЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ
МЕТРОЛОГИЧЕСКОЙ СЛУЖБЫ

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

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, %;

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

ΔM_yj - 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,

Δm_рез - 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;

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

M_p - масса нетто нефти за отчетный период, тонна.

Примечания:

1. M_p - 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 M_p определяют по формуле

                                           (2)

где                                             (3)

                                                 (4)

П_Σ = П_е,                                                               (5)

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

k - число потребителей;

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

N - число резервуаров;

M_рез - масса нефти в резервуаре, тонна;

m_TP - изменение массы нефти в участках трубопровода, тонна;

M_TP - масса нефти в объеме участка трубопровода, тонна;

l - число расчетных участков трубопровода;

П_е - 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

ΔM_xi = b · M_xi · δM_xi,                                                      (6)

ΔM_yj = b · M_yj · δM_yj,                                                      (7)

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

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

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

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

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

2.2.1. Значения M_xi и M_yj 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 δM_xi и δM_yj принимают равными значениям последнего определения суммарной относительной погрешности УУН.

Значения δM_xi и δM_yj 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 δM_xi и δM_yj 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 DМ_xi и DМ_yj принимать значения δM_xi и δM_yj равными ± 0,5 %.

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

                                 (8)

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

Значение δM_рез 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 δV_TP - относительная погрешность определения вместимости одного метра длины трубопровода (погрешность градуировки), %, δV_TP = 2 · δd;

δd - относительная погрешность определения внутреннего диаметра трубопровода, %;

m - количество участков трубопровода;

M_Ii, М_Iii - 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 M_Ii, М_Iii 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 δρ_cp - 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 δρ_cp 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;

ρ_и - 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 δρ_ср определяют по формуле

δρ_ср = Dρ/ρ_ср · 100,                                                       (13)

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

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

Значение ρ_ср 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

DП_е = g · П_е,                                                           (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

DП_Σ = DП_е.                                                             (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 (M_xi). Данные представляют за 12 месяцев (четыре квартала) по форме 1.

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

Форма 1

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

Форма 2

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

Форма № 3

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

6. Величины естественной убыли нефти (П_е) 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

2. Вычисляют значения составляющих в формуле (1)

2.1. По формуле (2) определяют значение M_p

М_Р = [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 (Dm_рез)²

2.5. По формуле (9) определяют значение

2.6. По формуле (10) определяют значение

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

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

3. По формуле (1) определяют норму погрешности баланса

СОДЕРЖАНИЕ