Готовые работы
»
Дипломные работы, ВКР
»
геология и минералогия
»
Анализ эффективности эксплуатации приема-сдаточного пункта Лугинецкого нефтяного
месторождения
Анализ эффективности эксплуатации приема-сдаточного пункта Лугинецкого нефтяного месторождения
|
Введение
1. Общие сведения о месторождении
1.1. Общая характеристика производственного объекта
1.2. Основные функции ПСП «-----------------»
1.3. Схема движения подготовленной нефти «---------------------------
------------------------------------» до точки подключения в
магистральный нефтепровод «----------------------------------»
1.4. Обязанности и ответственность представителей -------------------
---------------------------------------- «---------------------------------»
1.5. Порядок проведения приемо-сдаточных операций
1.6. Порядок доступа представителей -------------------------------------
----» на ПСН «--------------------------------------------------------------
------------------
2. Состав ПСП «-----------------». Резервная схема учета нефти и
насосная внешней и внутренней перекачки
2.1. Состав технологических сооружений
2.2. Основные и вспомогательные средства измерений
2.3. Метод, условия и выполнение измерений.
2.3.1. Требования к погрешности измерений.
2.3.2. Условия измерений.
2.3.3. Условия проведения измерений на резервуаре
2.3.4. Выполнение измерений
2.3.5. Определение температуры нефти в резервуаре
2.3.6. Определение плотности нефти в резервуаре
2.3.7. Определение объема нефти в резервуаре
2.3.8. Определение массы нетто нефти
2.3.9. Отбор проб из резервуара
2.4. Обработка и контроль погрешности результатов измерений.
2.5. Подготовка к выполнению измерений.
2.6. Требования безопасности, охраны окружающей среды.
3. Испытательная лаборатория нефти
4. СИКН – основная схема учета сдачи нефти с применением
массово-динамических измерений
4.1. Технологическая схема СИКН ПСП «----------» --------------------
---------------------------------------------------» и технологический
режим перекачки нефти через СИКН.
4.2. Состав и основные параметры СИКН.
Изм. Лист № докум. Подпись Дата
Лист4.3. Порядок включения СИКН в эксплуатацию
4.4. Способ и периодичность отбора проб нефти
4.5. Виды и периодичность проведения испытаний
4.6. Перечень контролируемых параметров, порядок и
периодичность их контроля
4.6.1. Расход нефти через измерительные линии
4.6.2. Расход нефти через БКК.
4.6.3. Давление нефти в выкидном коллекторе и измерительных
линиях
4.6.4. Перепад давления на фильтрах
4.6.5. Температура нефти
4.6.6. Плотность нефти
4.6.7. Массовая доля воды в нефти
4.6.8. Контроль фазового состояния потока нефти
4.7. Краткая характеристика массового кориолисового
расходомера и плотномера.
4.7.1. Измерение массового расхода
5. Гидравлический расчет
5.1. Рассчитываемые режимы
5.2. Результаты расчета
6. Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и
ресурсосбережение
6.1. Расчет технико-экономических показателей
7. Социальная ответственность
7.1. Производственная безопасность ПСН «-----------»
месторождения
7.1.1. Анализ выявленных вредных факторов при эксплуатации ПСН
«-----------» месторождения.
7.1.2. Анализ выявленных опасных факторов при эксплуатации ПСН
«----------» месторождения.
7.2. Экологическая безопасность.
7.3. Безопасность в чрезвычайных ситуациях
7.4. Правовые и организационные вопросы обеспечения
безопасности
Заключение
Список литературы
1. Общие сведения о месторождении
1.1. Общая характеристика производственного объекта
1.2. Основные функции ПСП «-----------------»
1.3. Схема движения подготовленной нефти «---------------------------
------------------------------------» до точки подключения в
магистральный нефтепровод «----------------------------------»
1.4. Обязанности и ответственность представителей -------------------
---------------------------------------- «---------------------------------»
1.5. Порядок проведения приемо-сдаточных операций
1.6. Порядок доступа представителей -------------------------------------
----» на ПСН «--------------------------------------------------------------
------------------
2. Состав ПСП «-----------------». Резервная схема учета нефти и
насосная внешней и внутренней перекачки
2.1. Состав технологических сооружений
2.2. Основные и вспомогательные средства измерений
2.3. Метод, условия и выполнение измерений.
2.3.1. Требования к погрешности измерений.
2.3.2. Условия измерений.
2.3.3. Условия проведения измерений на резервуаре
2.3.4. Выполнение измерений
2.3.5. Определение температуры нефти в резервуаре
2.3.6. Определение плотности нефти в резервуаре
2.3.7. Определение объема нефти в резервуаре
2.3.8. Определение массы нетто нефти
2.3.9. Отбор проб из резервуара
2.4. Обработка и контроль погрешности результатов измерений.
2.5. Подготовка к выполнению измерений.
2.6. Требования безопасности, охраны окружающей среды.
3. Испытательная лаборатория нефти
4. СИКН – основная схема учета сдачи нефти с применением
массово-динамических измерений
4.1. Технологическая схема СИКН ПСП «----------» --------------------
---------------------------------------------------» и технологический
режим перекачки нефти через СИКН.
4.2. Состав и основные параметры СИКН.
Изм. Лист № докум. Подпись Дата
Лист4.3. Порядок включения СИКН в эксплуатацию
4.4. Способ и периодичность отбора проб нефти
4.5. Виды и периодичность проведения испытаний
4.6. Перечень контролируемых параметров, порядок и
периодичность их контроля
4.6.1. Расход нефти через измерительные линии
4.6.2. Расход нефти через БКК.
4.6.3. Давление нефти в выкидном коллекторе и измерительных
линиях
4.6.4. Перепад давления на фильтрах
4.6.5. Температура нефти
4.6.6. Плотность нефти
4.6.7. Массовая доля воды в нефти
4.6.8. Контроль фазового состояния потока нефти
4.7. Краткая характеристика массового кориолисового
расходомера и плотномера.
4.7.1. Измерение массового расхода
5. Гидравлический расчет
5.1. Рассчитываемые режимы
5.2. Результаты расчета
6. Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и
ресурсосбережение
6.1. Расчет технико-экономических показателей
7. Социальная ответственность
7.1. Производственная безопасность ПСН «-----------»
месторождения
7.1.1. Анализ выявленных вредных факторов при эксплуатации ПСН
«-----------» месторождения.
7.1.2. Анализ выявленных опасных факторов при эксплуатации ПСН
«----------» месторождения.
7.2. Экологическая безопасность.
7.3. Безопасность в чрезвычайных ситуациях
7.4. Правовые и организационные вопросы обеспечения
безопасности
Заключение
Список литературы
Объектом исследования являются: Анализ эффективной эксплуатации
приемо-сдаточного пункта нефти и СИКН .
Цель работы: Выбор оптимальных решений по повышению
эффективной эксплуатации приемо–сдаточного пункта нефти и нефтяного месторождения.
Задачи работы:1) Изучение основных нормативных требований к
проектированию и эксплуатации ПСН и СИКН. 2) Изучение методов и
факторов повышения эффективности работы ПСН и СИКН. 3) Расчет
увеличения пропускной способности СИКН с помощью дополнительной
измерительной линии.
В процессе исследования проводился: Анализ методов повышения
эксплуатационных свойств ПСН и СИКН, расчет на эффективную пропускную
способность ПСН и СИКН. Проведено экономическое обоснование выбора.
В результате исследования: В работе приведена общая геологическая
характеристика месторождения, и дана оценка состояния работы приемо–
сдаточного пункта и СИКН. Рассмотрены техническая и технологическая
стороны процесса перекачки нефти с приемо–сдаточного пункта в
магистральный нефтепровод «----------------------------------------». Обоснованы
применяемые методы динамических измерений и косвенного метода
статических измерений на приемо–сдаточном пункте и СИКН, сделана
рекомендация по применению массового кориолисового расходомера и
плотномера. Проанализирована существующая проблема увеличения
пропускной способности СИКН и предложены меры по сокращению
экономических затрат.
Выпускная квалификационная работа выполнена в текстовом редакторе
МicrosoftWord графическая часть выполнена МicrosoftVisio и представлена
МicrosoftPoint.
Экономическая эффективность/значимость работы: за счет добавления
дополнительной измерительной линии на СИКН, объем прокачиваемой нефти
увеличивается в 2 раза. Что позволяет прокачать быстрее суточный объем
нефти и снизить потребление электроэнергии насосами.
Введение
В настоящее время и в обозримом будущем, топливно –
энергетическийкомплекс служит гарантией экономического развития нашей
страны. Нормальное функционирование нефтяной, нефтеперабатывающей и
нефтехимической промышленности невозможно без объектовприёмо, хранения
и транспортировки нефти и нефтепродуктов, ими выступают приёмо-сдаточные
пункты и магистральные нефтепроводы различной пропускной способности.
Значительный объём добычи, переработки, транспортировки и
потребления нефти и нефтепродуктов на протяжение нескольких десятков лет
обуславливает актуальность проблемы сокращения потерь продуктов. В
нашей стане потери составляют 2% от добываемой нефти. Снижение
количества и ухудшения качества нефти ведут к падению экономических
показателей организаций и страны в целом, также потери углеводородов
чреваты отрицательным воздействие на окружающую среду – в атмосферу
планеты ежегодно выбрасывается от 20 до --- миллионов т углеводородов.
Проблемой сокращение потерь нефтепродуктов весьма освещенная
тема, изучаемая такими крупнейшими организациями нашей страны как ---------
---------», ------------- – Центральная Сибирь», и непосредственно многими
учеными и работниками в сфере транспорта и хранения нефти и газа.
В ВКР выявлены эффективные методы и технологии повышения
эксплуатационных свойств ПСН и СИКН. Проанализированы различные
способы, выявлены характеристики существующих методов и представлены
новейшие методы повышения эксплуатационных свойств ПСН и СИКН.
Объектом данного исследования является СИКН с пропускной
способностью --- т/ч. В процессе работы были изучены основные
нормативные требования к обслуживанию и эффективной эксплуатации ПСН и
СИКН ---- , методы и технологии повышения эксплуатационных свойств СИКН
----. Проведен расчет увеличения пропускной способности ПСН и СИКН ---- с
Изм. Лист № докум. Подпись Дата
Листпомощью добавления дополнительной рабочей измерительной линии.
Целью данной работы является выбор оптимальных решений по
повышению эффективной эксплуатации приемо–сдаточного пункта нефти и
нефтяного месторождения.
приемо-сдаточного пункта нефти и СИКН .
Цель работы: Выбор оптимальных решений по повышению
эффективной эксплуатации приемо–сдаточного пункта нефти и нефтяного месторождения.
Задачи работы:1) Изучение основных нормативных требований к
проектированию и эксплуатации ПСН и СИКН. 2) Изучение методов и
факторов повышения эффективности работы ПСН и СИКН. 3) Расчет
увеличения пропускной способности СИКН с помощью дополнительной
измерительной линии.
В процессе исследования проводился: Анализ методов повышения
эксплуатационных свойств ПСН и СИКН, расчет на эффективную пропускную
способность ПСН и СИКН. Проведено экономическое обоснование выбора.
В результате исследования: В работе приведена общая геологическая
характеристика месторождения, и дана оценка состояния работы приемо–
сдаточного пункта и СИКН. Рассмотрены техническая и технологическая
стороны процесса перекачки нефти с приемо–сдаточного пункта в
магистральный нефтепровод «----------------------------------------». Обоснованы
применяемые методы динамических измерений и косвенного метода
статических измерений на приемо–сдаточном пункте и СИКН, сделана
рекомендация по применению массового кориолисового расходомера и
плотномера. Проанализирована существующая проблема увеличения
пропускной способности СИКН и предложены меры по сокращению
экономических затрат.
Выпускная квалификационная работа выполнена в текстовом редакторе
МicrosoftWord графическая часть выполнена МicrosoftVisio и представлена
МicrosoftPoint.
Экономическая эффективность/значимость работы: за счет добавления
дополнительной измерительной линии на СИКН, объем прокачиваемой нефти
увеличивается в 2 раза. Что позволяет прокачать быстрее суточный объем
нефти и снизить потребление электроэнергии насосами.
Введение
В настоящее время и в обозримом будущем, топливно –
энергетическийкомплекс служит гарантией экономического развития нашей
страны. Нормальное функционирование нефтяной, нефтеперабатывающей и
нефтехимической промышленности невозможно без объектовприёмо, хранения
и транспортировки нефти и нефтепродуктов, ими выступают приёмо-сдаточные
пункты и магистральные нефтепроводы различной пропускной способности.
Значительный объём добычи, переработки, транспортировки и
потребления нефти и нефтепродуктов на протяжение нескольких десятков лет
обуславливает актуальность проблемы сокращения потерь продуктов. В
нашей стане потери составляют 2% от добываемой нефти. Снижение
количества и ухудшения качества нефти ведут к падению экономических
показателей организаций и страны в целом, также потери углеводородов
чреваты отрицательным воздействие на окружающую среду – в атмосферу
планеты ежегодно выбрасывается от 20 до --- миллионов т углеводородов.
Проблемой сокращение потерь нефтепродуктов весьма освещенная
тема, изучаемая такими крупнейшими организациями нашей страны как ---------
---------», ------------- – Центральная Сибирь», и непосредственно многими
учеными и работниками в сфере транспорта и хранения нефти и газа.
В ВКР выявлены эффективные методы и технологии повышения
эксплуатационных свойств ПСН и СИКН. Проанализированы различные
способы, выявлены характеристики существующих методов и представлены
новейшие методы повышения эксплуатационных свойств ПСН и СИКН.
Объектом данного исследования является СИКН с пропускной
способностью --- т/ч. В процессе работы были изучены основные
нормативные требования к обслуживанию и эффективной эксплуатации ПСН и
СИКН ---- , методы и технологии повышения эксплуатационных свойств СИКН
----. Проведен расчет увеличения пропускной способности ПСН и СИКН ---- с
Изм. Лист № докум. Подпись Дата
Листпомощью добавления дополнительной рабочей измерительной линии.
Целью данной работы является выбор оптимальных решений по
повышению эффективной эксплуатации приемо–сдаточного пункта нефти и
нефтяного месторождения.
Возникли сложности?
Нужна помощь преподавателя?
Помощь в написании студенческих
и аспирантских работ!

Главная задача при борьбе с пожарами – локализация, которая достигается
путем ограничения времени истечения и объема вытекающего продукта.
Силы и средства пожаротушения ПСН включает в себя:
- добровольная пожарная команда в количестве 5 человек;
- опорный пункт пожаротушения с пожарными мотопомпами «ГЕЙЗЕР-
1600» в количестве – 4 шт.;
- резервуары (РВС-400) для воды по 400 м3 - 2 шт, (объем воды в
резервуарах противопожарного запаса воды определен по проекту);
- кольцевые сети противопожарного водопровода с надземными
гидрантами;
- кольцевые сети растворопровода с камерами;
- полустационарное неавтоматическое охлаждение резервуаров, состоящее
из горизонтального секционного кольца орошения, размещаемого в верхнем поясе
стенок резервуаров, сухих стояков и горизонтальных трубопроводов, выведенные
за пределы обвалования с подключением через соединительные головки к раствору
пенообразователя (воде) через пожарную мотопомпу «ГЕЙЗЕР-1600» ;
- полустационарная неавтоматическая система пожаротушения представляет
собой, подачу пены в горящий резервуар по двум вводам в стационарно
установленные пеногенераторы ГПС-600 и трубопроводы – сухотрубы,
выведенные за пределы обвалования с подключением через соединительные
головки к раствору пенообразователя через пожарную мотопомпу «ГЕЙЗЕР-1600»
На площадке пункта сдачи нефти и сооружениях вспомогательного
комплекса задействованы следующие виды пожаротушения: водяное, пенное и
порошковое.
Тушение возможного пожара пеной и водой на ПСН предусматривается с
помощью передвижных средств (мотопомп «ГЕЙЗЕР-1600», Q=13,3 л/с, Н=80 м).
Подача раствора пенообразователя выполняется передвижными средствами с
помощью мотопомп «ГЕЙЗЕР-1600» (Q=13,3 л/с, Н=80 м).
Изм. Лист № докум. Подпись Дата
Лист
9
Расчетная частьДля локализации небольших загораний обслуживающий персонал до
прибытия передвижных средств пожаротушения должен использовать первичные
средства пожаротушения, находящиеся на пожарных щитах и внутри
административных помещений.
В качестве первичных средств пожаротушения рекомендуется использовать:
ручные огнетушители, полотна грубо шерстяные, асбестовые, песок, пожарный
инвентарь (лопаты, ведра, багры). Первичные средства пожаротушения
размещаются вблизи мест наиболее вероятного их применения, на виду, в
безопасном при пожаре месте, с обеспечением к ним свободного доступа.
На площадках устанавливаются пожарные щиты, оснащенные первичными
средствами пожаротушения. Согласно Правил противопожарного режима в
Российской Федерации, тип пожарного щита для тушения пожара на
технологических площадках – ЩП-В, на электро - установках – ЩП-Е, а также на
ПСН установлены – ЩП-А.
путем ограничения времени истечения и объема вытекающего продукта.
Силы и средства пожаротушения ПСН включает в себя:
- добровольная пожарная команда в количестве 5 человек;
- опорный пункт пожаротушения с пожарными мотопомпами «ГЕЙЗЕР-
1600» в количестве – 4 шт.;
- резервуары (РВС-400) для воды по 400 м3 - 2 шт, (объем воды в
резервуарах противопожарного запаса воды определен по проекту);
- кольцевые сети противопожарного водопровода с надземными
гидрантами;
- кольцевые сети растворопровода с камерами;
- полустационарное неавтоматическое охлаждение резервуаров, состоящее
из горизонтального секционного кольца орошения, размещаемого в верхнем поясе
стенок резервуаров, сухих стояков и горизонтальных трубопроводов, выведенные
за пределы обвалования с подключением через соединительные головки к раствору
пенообразователя (воде) через пожарную мотопомпу «ГЕЙЗЕР-1600» ;
- полустационарная неавтоматическая система пожаротушения представляет
собой, подачу пены в горящий резервуар по двум вводам в стационарно
установленные пеногенераторы ГПС-600 и трубопроводы – сухотрубы,
выведенные за пределы обвалования с подключением через соединительные
головки к раствору пенообразователя через пожарную мотопомпу «ГЕЙЗЕР-1600»
На площадке пункта сдачи нефти и сооружениях вспомогательного
комплекса задействованы следующие виды пожаротушения: водяное, пенное и
порошковое.
Тушение возможного пожара пеной и водой на ПСН предусматривается с
помощью передвижных средств (мотопомп «ГЕЙЗЕР-1600», Q=13,3 л/с, Н=80 м).
Подача раствора пенообразователя выполняется передвижными средствами с
помощью мотопомп «ГЕЙЗЕР-1600» (Q=13,3 л/с, Н=80 м).
Изм. Лист № докум. Подпись Дата
Лист
9
Расчетная частьДля локализации небольших загораний обслуживающий персонал до
прибытия передвижных средств пожаротушения должен использовать первичные
средства пожаротушения, находящиеся на пожарных щитах и внутри
административных помещений.
В качестве первичных средств пожаротушения рекомендуется использовать:
ручные огнетушители, полотна грубо шерстяные, асбестовые, песок, пожарный
инвентарь (лопаты, ведра, багры). Первичные средства пожаротушения
размещаются вблизи мест наиболее вероятного их применения, на виду, в
безопасном при пожаре месте, с обеспечением к ним свободного доступа.
На площадках устанавливаются пожарные щиты, оснащенные первичными
средствами пожаротушения. Согласно Правил противопожарного режима в
Российской Федерации, тип пожарного щита для тушения пожара на
технологических площадках – ЩП-В, на электро - установках – ЩП-Е, а также на
ПСН установлены – ЩП-А.
ГОСТ 12.1.005-88 ССБТ «Общие санитарно-гигиенические требования к
воздуху рабочей зоны».
2. ГОСТ 12.0.003-74* ССБТ «Опасные и вредные производственные
факторы».
3. ГОСТ Р 12.4.026-2001 Цвета сигнальные, знаки безопасности и разметка
сигнальная назначение и правила применения. Общие технические требования и
характеристики. Методы испытаний.
4. СНиП 3.05.05-84 «Технологическое оборудование и технологические
трубопроводы».
5. СНиП 2.09.02-85* «Производственные здания».
6. СНиП 2.11.03-93 «Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные
нормы».
7. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности
"Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности".Утверждены
Изм. Лист № докум. Подпись Дата
Лист
9
Расчетная частьприказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному
надзору от 12.03.2013 N 101
8. ПБ 03-576-03 «Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов,
работающих под давлением».
9. Руководство по безопасности факельных систем. Утверждены Приказом
от 26 декабря 2012 г. № 779 Федеральной службы по экологическому,
технологическому и атомному надзору.
10. Правила противопожарного режима в Российской Федерации(в ред.
Постановления Правительства РФ от 17.02.2014 N 113).
11. СП 12.131.30 – 2009 Свод Правил. Определение категорий помещений и
зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности.
12. НПБ 110-03 «Перечень зданий, сооружений, помещений и оборудования,
подлежащих защите автоматическими установками пожаротушения и
автоматической пожарной сигнализацией».
13. Правила устройства электроустановок (ПУЭ).
14. Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей
(ПТЭ).
Таблица 17
Перечень обязательных правил, норм, инструкций.
№
п/п Наименование документа
Нормативные документы, методики поверки
1 ГОСТ Р 51858 – 2002 с изм. №1,2 Нефть. Общие технические условия.
2 ГОСТ 1510 – 84
Нефть и нефтепродукты. Маркировка, упаковка, транспортирование и хранение.
3 ГОСТ 2517 – 2012 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб.
4 ГОСТ 14921-78 Газы углеводородные сжиженные. Методы отбора проб.
5 РМГ 76 – 2014 Государственная система обеспечения единства измерений.
Внутренний контроль качества результатов количественного химического анализа.
6
РМГ 61 – 2010 Государственная система обеспечения единства измерений.
Показатели точности, правильности, прецизионности методик количественного
химического анализа.7 ГОСТ Р 51000.4-2011 Общие требования к аккредитации испытательных
лабораторий.
8 ГСО ИСО/МЭК 17025-2009 Общие требования к компетентности испытательных
лабораторий и калибровочных лабораторий.
9 ГОСТ Р 8.568 – 97 Государственная система обеспечения единства измерений.
Аттестация испытательного оборудования. Основные положения.
10
ГОСТ Р 8.580 – 2001 Государственная система обеспечения единства измерений.
Определение и применение показателей точности методов испытаний
нефтепродуктов.
11 ГОСТ Р 8.563 – 2009 Государственная система обеспечения единства измерений.
Методики (методы) измерений.
12
ГОСТ Р 8.595 – 2004 Государственная система обеспечения единства измерений.
Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения
13 измерений. ГОСТ 6709 – 72 Вода дистиллированная. Технические условия.
14
РМГ 59 – 2003 Государственная система обеспечения единства измерений. Проверка
пригодности к применению в лаборатории реактивов с истекшим сроком хранения
способом внутрилабораторного контроля точности измерения.
15 ГОСТ 25794.1 – 83 – ГОСТ 25794.3 – 83 Реактивы. Методы приготовления
титрованных растворов.
16 ГОСТ 4919.1 – 77, ГОСТ 4919.2 – 77 Реактивы и особо чистые вещества. Методы
приготовления растворов индикаторов и буферных растворов.
17 ГОСТ 4517 – 87 Реактивы. Методы приготовления вспомогательных реактивов и
растворов, применяемы при анализе.
18 ГОСТ 25336 – 82 Посуда и оборудование лабораторные стеклянные. Типы, основные
параметры и размеры.
19 ГОСТ 1756 – 2000 Нефтепродукты. Определение давления насыщенных паров.
20 ГОСТ 33 – 2000 Нефтепродукты. Прозрачные и непрозрачные жидкости.
Определение кинематической вязкости и расчет динамической вязкости.
21 ГОСТ 2477 – 65 Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды.
22 ГОСТ 21534 – 76 Методы определения содержания хлористых солей.
23 ГОСТ 3900 – 85 Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности.
24 ГОСТ Р 51069-97 Нефть и нефтепродукты. Метод определения плотности,
относительной плотности и плотности в градусах API ареометром.
25
ГОСТ Р 8.688-2009 Государственная система обеспечения единства измерений.
Плотность нефти. Требования к методикам измерений ареометром при учетных
операциях.
26
Р 50.2.075-2010 Государственная система обеспечения единства измерений. Нефть и
нефтепродукты. Лабораторные методы измерения плотности и плотности в градусах
API.
27
Р 50.2.076-2010 Государственная система обеспечения единства измерений.
Плотность нефти и нефтепродуктов. Методы расчета. Программа и таблицы
28 приведения. ГОСТ 8.595-2010 Государственная система обеспечения единства измерений.
Плотность и объем нефти. Таблицы коэффициентов пересчета плотности массы.
воздуху рабочей зоны».
2. ГОСТ 12.0.003-74* ССБТ «Опасные и вредные производственные
факторы».
3. ГОСТ Р 12.4.026-2001 Цвета сигнальные, знаки безопасности и разметка
сигнальная назначение и правила применения. Общие технические требования и
характеристики. Методы испытаний.
4. СНиП 3.05.05-84 «Технологическое оборудование и технологические
трубопроводы».
5. СНиП 2.09.02-85* «Производственные здания».
6. СНиП 2.11.03-93 «Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные
нормы».
7. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности
"Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности".Утверждены
Изм. Лист № докум. Подпись Дата
Лист
9
Расчетная частьприказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному
надзору от 12.03.2013 N 101
8. ПБ 03-576-03 «Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов,
работающих под давлением».
9. Руководство по безопасности факельных систем. Утверждены Приказом
от 26 декабря 2012 г. № 779 Федеральной службы по экологическому,
технологическому и атомному надзору.
10. Правила противопожарного режима в Российской Федерации(в ред.
Постановления Правительства РФ от 17.02.2014 N 113).
11. СП 12.131.30 – 2009 Свод Правил. Определение категорий помещений и
зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности.
12. НПБ 110-03 «Перечень зданий, сооружений, помещений и оборудования,
подлежащих защите автоматическими установками пожаротушения и
автоматической пожарной сигнализацией».
13. Правила устройства электроустановок (ПУЭ).
14. Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей
(ПТЭ).
Таблица 17
Перечень обязательных правил, норм, инструкций.
№
п/п Наименование документа
Нормативные документы, методики поверки
1 ГОСТ Р 51858 – 2002 с изм. №1,2 Нефть. Общие технические условия.
2 ГОСТ 1510 – 84
Нефть и нефтепродукты. Маркировка, упаковка, транспортирование и хранение.
3 ГОСТ 2517 – 2012 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб.
4 ГОСТ 14921-78 Газы углеводородные сжиженные. Методы отбора проб.
5 РМГ 76 – 2014 Государственная система обеспечения единства измерений.
Внутренний контроль качества результатов количественного химического анализа.
6
РМГ 61 – 2010 Государственная система обеспечения единства измерений.
Показатели точности, правильности, прецизионности методик количественного
химического анализа.7 ГОСТ Р 51000.4-2011 Общие требования к аккредитации испытательных
лабораторий.
8 ГСО ИСО/МЭК 17025-2009 Общие требования к компетентности испытательных
лабораторий и калибровочных лабораторий.
9 ГОСТ Р 8.568 – 97 Государственная система обеспечения единства измерений.
Аттестация испытательного оборудования. Основные положения.
10
ГОСТ Р 8.580 – 2001 Государственная система обеспечения единства измерений.
Определение и применение показателей точности методов испытаний
нефтепродуктов.
11 ГОСТ Р 8.563 – 2009 Государственная система обеспечения единства измерений.
Методики (методы) измерений.
12
ГОСТ Р 8.595 – 2004 Государственная система обеспечения единства измерений.
Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения
13 измерений. ГОСТ 6709 – 72 Вода дистиллированная. Технические условия.
14
РМГ 59 – 2003 Государственная система обеспечения единства измерений. Проверка
пригодности к применению в лаборатории реактивов с истекшим сроком хранения
способом внутрилабораторного контроля точности измерения.
15 ГОСТ 25794.1 – 83 – ГОСТ 25794.3 – 83 Реактивы. Методы приготовления
титрованных растворов.
16 ГОСТ 4919.1 – 77, ГОСТ 4919.2 – 77 Реактивы и особо чистые вещества. Методы
приготовления растворов индикаторов и буферных растворов.
17 ГОСТ 4517 – 87 Реактивы. Методы приготовления вспомогательных реактивов и
растворов, применяемы при анализе.
18 ГОСТ 25336 – 82 Посуда и оборудование лабораторные стеклянные. Типы, основные
параметры и размеры.
19 ГОСТ 1756 – 2000 Нефтепродукты. Определение давления насыщенных паров.
20 ГОСТ 33 – 2000 Нефтепродукты. Прозрачные и непрозрачные жидкости.
Определение кинематической вязкости и расчет динамической вязкости.
21 ГОСТ 2477 – 65 Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды.
22 ГОСТ 21534 – 76 Методы определения содержания хлористых солей.
23 ГОСТ 3900 – 85 Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности.
24 ГОСТ Р 51069-97 Нефть и нефтепродукты. Метод определения плотности,
относительной плотности и плотности в градусах API ареометром.
25
ГОСТ Р 8.688-2009 Государственная система обеспечения единства измерений.
Плотность нефти. Требования к методикам измерений ареометром при учетных
операциях.
26
Р 50.2.075-2010 Государственная система обеспечения единства измерений. Нефть и
нефтепродукты. Лабораторные методы измерения плотности и плотности в градусах
API.
27
Р 50.2.076-2010 Государственная система обеспечения единства измерений.
Плотность нефти и нефтепродуктов. Методы расчета. Программа и таблицы
28 приведения. ГОСТ 8.595-2010 Государственная система обеспечения единства измерений.
Плотность и объем нефти. Таблицы коэффициентов пересчета плотности массы.
Работу высылаем на протяжении 30 минут после оплаты.
Заказать работу
Заявка на оценку стоимости
Это краткая форма заказа. После ее заполнения вы перейдете на полную форму заказа работы
Каталог работ (52885)
- Бакалаврская работа (9037)
- Диссертация (765)
- Магистерская диссертация (5391)
- Дипломные работы, ВКР (22158)
- Главы к дипломным работам (1529)
- Курсовые работы (5013)
- Контрольные работы (4314)
- Отчеты по практике (627)
- Рефераты (966)
- Задачи, тесты, ПТК (389)
- Ответы на вопросы (52)
- Статьи, Эссе, Сочинения (372)
- Бизнес-планы (30)
- Чертежи (6)
- Шаргалки (4)
- Презентации (20)
- РГР (77)
- Авторефераты (РГБ) (378)
- Диссертации (РГБ) (1596)
- Прочее (161)
Новости
06.01.2018
Помощь студентам и аспирантам в выполнении работ от наших партнеров

Помощь в выполнении учебных и научных работ на заказ ОФОРМИТЬ ЗАКАЗ
дальше»» Все новости
Статьи
- Где лучше заказывать диссертации и дипломные?
- Выполнение научных статей
- Подготовка диссертаций
- Подводные камни при написании магистерской работы
- Помощь в выполнении дипломных работ
»» Все статьи
Заказать работу
Заявка на оценку стоимости
Это краткая форма заказа. После ее заполнения вы перейдете на полную форму заказа работы