Материал: 2482

–результатам отпуска через топливораздаточные, маслораздаточные ко-

лонки;

–наличию в технологических трубопроводах;

–фактическому наличию фасованных нефтепродуктов;

–документам, отражающим движение нефтепродуктов.

Порядок передачи смен

При приеме и передаче смены операторы (передающие смену и принимающие смену) совместно выполняют следующее:

–снимают показания суммарных счетчиков всех топливораздаточных и маслораздаточных колонок;

–определяют объём нефтепродуктов, реализованных за смену;

–по результатам измерений уровня (объем определяется по градуировочной таблице или показаниям автоматических устройств), плотности и температуры определяют количество (массу) остатков продукта, находящихся в каждом резервуаре АЗС;

–определяют количество расфасованных в тару нефтепродуктов и других товаров;

–передают по смене остатки денег, талонов и иные материальные ценно-

сти;

–проводят контроль погрешности каждой ТРК (МРК).

При выполнении ремонтных, зачистных работ по резервуарам, когда требуется его освобождение от нефтепродуктов, для ликвидации и предотвращения аварийных ситуаций допускается перемещение (перекачка) нефтепродуктов в другие резервуары АЗС с идентичной маркой нефтепродукта. Перемещения нефтепродуктов оформляются актом, утверждаемым руководителем организации, и отражаются в сменном отчете.

Топливо, поступающее с нефтебаз на АЗС, должно соответствовать определенным требованиям: отсутствие воды, механических примесей, соответствующее октановое число, допустимое содержание серы, класс испаряемости для бензинов и цетановое число для дизельных топлив. Для дизельных топлив важным является его температура застывания (летнее, зимнее, арктическое). Полный анализ качества топлив выполняется в лабораториях нефтебаз. В АЗС проводится выборочный анализ главных качеств топлив, например, октанового числа бензина.

При помощи пробоотборника (рис. 12.34) отбирают топливо с различной глубины резервуара. Пробоотборник опускается на определенную глубину с закрытой крышкой. Затем при помощи поводка (цепи) крышка открывается, и топливо заполняет полость отборника. В закрытом состоянии пробоотборник с топливом поднимают и делают необходимые анализы.

246

Для анализа нефтепродуктов АЗС должна быть оснащена термометрами, ареометрами, вискозиметрами, приборами для определения воды и механических примесей, переносным прибором ПЭ-7300 для определения октанового и цетанового числа бензинов и дизельных топлив, анализатором серы АСЭ-1.

Рис. 12.34. Общий вид пробоотборника

В перспективе топливозаправщики АЗС должны быть оборудованы приборами, позволяющими после слива нефтепродукта определять его объем, массу и характеристику (октановое или цетановое число, содержание серы, воды).

Для определения количества отпускаемого нефтепродукта топливозаправочные колонки имеют объемные счетчики жидкости. Действие объемных счетчиков основано на принципе вытеснения жидкости из цилиндра поршнем. Так как объем жидкости, вытесняемой поршнем, является строго определенной величиной (например, 500 см3), то, отмечая число ходов (оборотов) поршня, можно с достаточной точностью измерить отпускаемое количество нефтепродукта.

Для проверки точности измерения раздаточных колонок в процессе эксплуатации и после ремонта, а также при тарировке резервуаров на АЗС применяют образцовые металлические мерники. Образцовые мерники имеют вмести-

мость в литрах – 5, 10, 20, 50, 100, 200, 500, 1000, 2000, 5000. Мерники изготав-

ливаются из искробезопасных материалов – нержавеющей стали или медных сплавов.

Для измерения объемного количества топлива в резервуарах АЗС иногда применяют метрштоки. Метршток или измерительная рейка представляет собой цельное или телескопическое устройство, соединенное в три звена стальными тонкостенными трубами, на которых нанесены миллиметровые деления. Звенья труб раздвигаются и механически закрепляются защелками с пружина-

247

ми. Для удобства пользования метрштоком на верхнем звене имеется рукоятка. Наружный и внутренний диаметр труб следующий – 30 х 28, 27 х 25, 24 х 22 мм. На конце метрштока (для устранения искрообразования) закрепляют наконечник из цветного металла. Длина метрштока в рабочем состоянии 3 м, в сложенном виде – 1 м.

Для измерения уровня топлива в цистернах нефтебаз и АЗС применяют автоматические системы на основе емкостных или индуктивных датчиков. Емкостные системы измеряют колебания электрической емкости между датчиком и корпусом резервуара. Индуктивные системы определяют уровень топлива в резервуаре за счет регистрации изменения индуктивности катушки, смонтированной в поплавке. Поплавок поднимается и опускается при изменении уровня нефтепродукта в резервуаре.

На рис. 12.35 показана конструкция автоматического измерения объема (количества) нефтепродукта в резервуаре [31].

Рис. 12.35. Структурная схема автоматического уровнемера: 1 – клавиша «Пуск»; 2 – триггер пуска; 3 – двухпозиционный счетчик; 4 – триггер разрешения счета; 5 – реле реверса; 6 – реле пуска; 7 – электродвигатель; 8 – светоизлучающий диод;

9 – фототранзистор; 10 – счетчик импульсов; 11 – редуктор; 12 – перфорированный диск; 13 – мерный барабан; 14 – диамагнитный корпус; 15 – магнитоуправляемый контакт; 16 – магнит начала отсчета; 17 – поплавок; 18 – магнит конца отсчета; 19 – ролик; 20 – противовес

В последнее время на предприятиях нефтепродуктообеспечения внедряются автоматизированные системы измерения и учета количества нефтепродуктов в резервуарных парках. Это системы «Радиус-М», «Кор-Вол», «Квант», АСУН УИР [18].

Перспективными информационно-измерительными системами определения количества топлива в резервуарах нефтебаз и АЗС являются радиолокационные системы.

248

Радиолокационный принцип измерений применяется в уровнемере инфор- мационно-измерительной системы «Зонд-01».

Измерения в радиолокационной системе производят за счет регистрации отраженных от поверхности нефтепродукта эхосигналов микроволновой частоты и расчете уровня нефтепродукта по задержке отраженного сигнала. Обслуживание таких систем не представляет особых трудностей, так как в них отсутствуют движущиеся части.

Хорошей альтернативой для замены устаревших систем измерения уровня в резервуарах на основе поплавковых (буйковых) уровнемеров являются радарные уровнемеры типа УЛМ-11 и УЛМ-31.

На рис. 12.36 показан радиолокационный уровнемер (радар) для резервуаров различных типов [56]. Измерительный радар излучает и принимает радиоволны, измеряя уровень содержимого резервуара. Отличительной особенностью измерения уровня нефтепродукта и его количества является то, что радар располагается вне резервуара, что упрощает его обслуживание.

Рис. 12.36. Резервуар с измерением уровня нефтепродукта радиолокационным способом

Объёмный метод учета нефтепродукта производится счетчиками, которые позволяют осуществлять учет непосредственно движущего потока нефтепродукта. Счетчики измеряют суммарное количество нефтепродукта и воспроизводят результат измерения на механических или электронных указателях.

Существует несколько типов счетчиков, отличающихся по принципу действия: объемные (ПРСН-100-1.6, ПРСН-150-1.6), вихревые (СЖ-100-1.6, СЖ-150-6.3), винтовые (ВЖУ-100-1.6, ВЖУ-150-6.4), турбинные (Турбоквант, НОРД-М-100-25), ультразвуковые.

На рис. 12.37 показан турбинный расходомер (счетчик). Ротор, помещенный в корпусе, вращается в подшипниках, которые при помощи опор (пластин) крепятся к корпусу счетчика [56].

249

Нефтепродукт, проходя через полость счетчика, обтекает криволинейные лопатки ротора и приводит его во вращательное движение. Частота вращения ротора (турбины) зависит от скорости потока, что и позволяет определять расход в трубопроводе. Объемный расход определяется произведением средней скорости потока на живое сечение полости счетчика.

Рис. 12.37. Общий вид турбинного расходомера

Для преобразования частоты вращения ротора в потоке используют магнитный датчик. В датчике взаимодействует постоянный магнит, закрепленный на вращающихся лопатках, и катушка индуктивности, закрепленная на внешней части корпуса. При вращении ротора и магнита в катушке (солиноиде) наводится электродвижущая сила. Частота импульсов в катушке пропорциональна частоте вращения ротора и, соответственно, расходу нефтепродукта. Амплитудное значение напряжения датчика усиливается, преобразуется и на экране счетного устройства определяется значение расхода нефтепродукта с погрешностью до 0,3 %.

Массовый метод измерения нефтепродуктов в таре или транспортных средствах осуществляется путем взвешивания на весах.

Для взвешивания нефтепродуктов в таре применяют весы товарные общего назначения грузоподъемностью до 3000 кг, шкальные и циферблатные. Нефтепродукты в мелкой таре взвешиваются на настольных весах с пределами взвешивания от 5 до 20 кг.

Автоцистерны с нефтепродуктами взвешиваются на весах автомобильных стационарных и передвижных общего назначения грузоподъемностью от 10 до

30 т.

Железнодорожные цистерны взвешиваются на специальных весах в соответствии с ГОСТ 8.424–81. Масса нефтепродукта определяется как разность между массой брутто и массой тары.

250