Коммерческий учет

Коммерческий учет в нефтегазовой отрасли относится к операциям, связанным с транспортировкой физического вещества от одного оператора к другому. Сюда входит перевалка сырой и очищенной нефти между цистернами и железнодорожными цистернами ; на суда и другие операции. Коммерческий учет при измерении жидкости определяется как точка измерения (место), где измеряется жидкость для продажи от одной стороны к другой. Во время коммерческого учета точность имеет большое значение как для компании, доставляющей материал, так и для конечного получателя при передаче материала. ^{[ 1 ]}

Термин «фискальный учет» часто заменяется термином «коммерческий учет» и относится к учету, который является моментом коммерческой транзакции, например, когда происходит смена владельца. Коммерческий учет происходит в любой момент, когда жидкости передаются из владения одной стороны в собственность другой. ^{[ 2 ]} Использование фразы «фискальный учет» не обязательно подразумевает какие-либо ожидания относительно качества устанавливаемого оборудования. «Фискальный» относится к обслуживанию счетчика, а не к его качеству. «Фискальный» обычно означает «занимающийся государственными финансами».

Коммерческий учет обычно включает в себя:

Отраслевые стандарты;
Национальные метрологические стандарты;
Договорные соглашения между сторонами коммерческого учета; и
Государственное регулирование и налогообложение.

Из-за высокого уровня точности, требуемого при коммерческом учете, расходомеры , используемые для этого, подлежат одобрению такой организации, как Американский институт нефти (API). Операции коммерческого учета могут происходить на различных этапах пути; они могут включать в себя операции, транзакции или перевалку нефти с нефтедобывающей платформы на судно, баржу, железнодорожный вагон, грузовик, а также в конечный пункт назначения, например, на нефтеперерабатывающий завод .

Для выполнения стандартов и/или соглашений и достижения максимальной точности все стороны, участвующие в процессах распределения топлива (продавцы и покупатели, службы транспорта и хранения, фискальные отделы), должны следовать процедурам коммерческого учета, должны быть полностью реализованы соответствующие измерения и соответствующие операции по документированию. Коммерческие измерения включают измерения в трубопроводах, резервуарах для хранения, транспортных цистернах (цистернах, прицепах или железнодорожных цистернах) – весь процесс распределения топлива должен быть прослеживаемым. Чтобы измерения могли производиться в единицах объема или массы (или в обоих), поэтому обычно используются различные методы измерения. ^{[ 3 ]}

Текущий объем продукта, хранящегося в резервуаре, можно рассчитать с помощью таблицы емкости резервуара (иногда называемой «таблицей калибровки резервуара»), а также текущих уровней и температуры продукта в резервуаре. Таблица емкости резервуара хранит данные об уровне и соответствующем объеме в резервуаре и очень сильно влияет на общую точность расчета объема. Типичная точность таблиц мощностей для операций коммерческого учета составляет 0,05..0,1%. Первоначальная установка резервуара, его точность и изменения в течение жизненного цикла (например, наклон или осадки) влияют на точность таблицы емкости, поэтому их необходимо периодически пересматривать. Некоторые таблицы вместимости являются многомерными и хранят дополнительные данные - например, крен и дифферент для корабельных танков, плотность хранимой продукции и/или используются в системах для автоматизированных расчетов объема/массы.

Методы измерения

Коммерческий учет является одним из наиболее важных применений измерения расхода . Многие технологии измерения расхода используются для коммерческого учета; К ним относятся расходомеры дифференциального давления (DP) , турбинные расходомеры , объемные расходомеры , кориолисовые расходомеры и ультразвуковые расходомеры . ^{[ 5 ]}

Расходомеры дифференциального давления

Расходомеры перепада давления (DP) используются для коммерческого учета жидкости и газа для измерения расхода жидкости, газа и пара. Расходомер DP состоит из преобразователя дифференциального давления и первичного элемента. Первичный элемент создает сужение потока, а преобразователь DP измеряет разницу давлений перед и после сужения.

Во многих случаях датчики давления и первичные элементы покупаются конечными пользователями у разных поставщиков. Однако некоторые производители интегрировали датчик давления с первичным элементом, образуя полноценный расходомер. Преимущество этого заключается в том, что их можно калибровать с уже установленными первичным элементом и датчиком перепада давления. ^{[ 6 ]}

Стандарты и критерии использования расходомеров перепада давления для коммерческого учета определены Американской газовой ассоциацией (AGA) и Американским институтом нефти (API).

Преимущество использования расходомеров DP заключается в том, что они являются наиболее изученным и наиболее понятным типом расходомеров. Недостатком использования расходомеров DP является то, что они вызывают падение давления в линии расходомера. Это необходимый результат сужения линии, необходимой для измерения расхода по перепаду давления. ^{[ 7 ]}

Одним из важных достижений в использовании расходомеров перепада давления для коммерческого учета стала разработка одно- и двухкамерных диафрагменных фитингов.

Турбинные расходомеры

Первый турбинный расходомер был изобретен немецким инженером Райнхардом Вольтманом в 1790 году. Турбинные расходомеры состоят из ротора с лопастями, напоминающими пропеллер, который вращается при прохождении через него воды или какой-либо другой жидкости. Ротор вращается пропорционально расходу (см. турбинные счетчики ). Существует много типов турбинных счетчиков, но многие из тех, которые используются для измерения расхода газа, называются осевыми счетчиками . ^{[ 8 ]}

Турбинный расходомер наиболее полезен при измерении чистого, устойчивого, высокоскоростного потока жидкостей с низкой вязкостью . По сравнению с другими расходомерами турбинный расходомер имеет значительное ценовое преимущество перед ультразвуковыми расходомерами , особенно в трубопроводах большего размера, а также имеет выгодную цену по сравнению с ценами на расходомеры DP, особенно в тех случаях, когда один турбинный расходомер может заменить несколько. ДП-метры.

Недостатком турбинных расходомеров является то, что они имеют подвижные части, подверженные износу. Для предотвращения износа и неточности используются прочные материалы, в том числе керамические шарикоподшипники .

Расходомеры прямого вытеснения

Расходомеры прямого вытеснения (PD) представляют собой высокоточные счетчики, которые широко используются для коммерческого и промышленного учета воды, а также для коммерческого учета многих других жидкостей. Преимущество расходомеров PD заключается в том, что они одобрены для этой цели рядом регулирующих органов и еще не вытеснены другими приложениями. ^{[ 9 ]}

Счетчики PD превосходно подходят для измерения малых расходов, а также для измерения потоков с высокой вязкостью , поскольку счетчики PD улавливают поток в контейнере известного объема. Скорость потока не имеет значения при использовании PD-метра.

Кориолисовы расходомеры

Кориолисовые расходомеры существуют уже более 30 лет и предпочитаются в обрабатывающих отраслях, таких как химическая , пищевая и безалкогольная . ^{[ 10 ]} Технология Кориолиса обеспечивает точность и надежность измерения расхода материала и часто считается одной из лучших технологий измерения расхода благодаря прямому массовому расходу, плотности жидкости, температуре и точному расчету объемного расхода. Счетчики Кориолиса не имеют движущихся частей и обеспечивают долговременную стабильность, повторяемость и надежность. Поскольку расходомеры Кориолиса являются устройствами прямого измерения массового расхода, они могут работать с самым широким диапазоном жидкостей, от газов до тяжелых жидкостей, и на них не влияют изменения вязкости или плотности, которые часто влияют на технологии, основанные на скорости (PD, турбинные, ультразвуковые). Благодаря самому широкому диапазону расхода среди всех технологий расхода, Coriolis может быть рассчитан на низкий перепад давления. Это в сочетании с тем фактом, что они не зависят от профиля потока, помогает устранить необходимость в прямых участках и кондиционирования потока, что позволяет проектировать системы коммерческого учета с минимальным перепадом давления.

Следует отметить, что любой измерительный прибор, основанный только на одном принципе измерения, будет показывать более высокую погрешность измерения в условиях двухфазного потока. Обычные принципы измерения, такие как объемные счетчики , турбинные счетчики , диафрагмы, по-видимому, продолжат измерения, но не смогут информировать пользователя о возникновении двухфазного потока. Однако современные принципы, основанные на эффекте Кориолиса или ультразвуковом измерении расхода , информируют пользователя посредством диагностических функций.

Расход измеряется с помощью измерителей Кориолиса путем анализа изменений силы Кориолиса текущего вещества. Сила создается в массе, движущейся во вращающейся системе отсчета. угловое ускорение , направленное наружу , которое учитывается с линейной скоростью В результате вращения создается . В случае жидкой массы сила Кориолиса пропорциональна массовому расходу этой жидкости.

Измеритель Кориолиса состоит из двух основных компонентов: колеблющейся расходомерной трубки, оснащенной датчиками и приводами, и электронного передатчика , который контролирует колебания, анализирует результаты и передает информацию. Принцип Кориолиса для измерения расхода требует колеблющейся использования секции вращающейся трубы. Колебания создают силу Кориолиса, которая традиционно измеряется и анализируется для определения скорости потока. Современные измерители Кориолиса используют разность фаз, измеренную на каждом конце колеблющейся трубы. ^{[ 11 ]}

Ультразвуковые расходомеры

Ультразвуковые расходомеры были впервые представлены на промышленных рынках в 1963 году компанией Tokyo Keiki (ныне Tokimec) в Японии. Измерения при коммерческом учете существуют уже давно, и за последние десять лет кориолисовые и ультразвуковые расходомеры стали предпочтительными расходомерами для коммерческого учета в нефтегазовой отрасли .

Ультразвуковые счетчики обеспечивают объемный расход. Обычно они используют метод времени прохождения, при котором звуковые волны, передаваемые в направлении потока жидкости, распространяются быстрее, чем те, которые движутся вверх по течению. Разница во времени прохождения пропорциональна скорости жидкости. Ультразвуковые расходомеры имеют незначительный перепад давления при соблюдении рекомендаций по установке, имеют высокий диапазон регулирования и могут использоваться в широком диапазоне применений. Добыча, транспортировка и переработка сырой нефти являются типичными применениями этой технологии.

Использование ультразвуковых расходомеров для коммерческого учета продолжает расти. В отличие от ПД и турбинных счетчиков, ультразвуковые расходомеры не имеют движущихся частей. Падение давления значительно снижается при использовании ультразвукового счетчика по сравнению с счетчиками PD, турбины и DP. Установка ультразвуковых счетчиков относительно проста, а требования к техническому обслуживанию невелики.

В июне 1998 года Американская газовая ассоциация опубликовала стандарт под названием AGA-9. Этот стандарт устанавливает критерии использования ультразвуковых расходомеров для коммерческого учета природного газа . ^{[ 12 ]}

Компоненты

Коммерческий учет требует наличия всей измерительной системы, спроектированной и спроектированной для конкретного применения, а не только расходомеров. Компоненты системы коммерческого учета обычно включают в себя:

Несколько метров/метровых пробегов;
Расходомерные компьютеры ;
Системы качества (газовые хроматографы для измерения энергосодержания природного газа и системы отбора проб жидкости);
Калибровка с использованием стационарных или мобильных пруверов для жидкости или мастер-метра для жидкости или газа; и
Поддержка автоматизации.

Типичная установка для коммерческого перекачивания жидкостей включает в себя несколько расходомеров и проверочных устройств. Пруверы используются для калибровки счетчиков на месте и выполняются часто; обычно до, во время и после пакетной передачи для обеспечения измерения. Хорошим примером этого является установка автоматического коммерческого учета (LACT) на предприятии по добыче сырой нефти.

Точность

В стандарте ISO 5725-1 точность средств измерений определяется как «близость согласия между результатом испытания и принятым эталонным значением». Этот термин «точность» включает в себя как систематическую ошибку , так и компонент систематической ошибки. ^{[ 13 ]} Каждое устройство имеет заявленные производителем характеристики точности и проверенную точность. Погрешность учитывает все факторы измерительной системы, влияющие на точность измерений. Точность расходомеров может использоваться в двух разных системах измерения, которые в конечном итоге имеют разные расчетные неопределенности из-за других факторов в системе, влияющих на расчет расхода. преобразователя расходомерного компьютера Неопределенность включает даже такие факторы, как точность аналого-цифрового . Стремление к точности в системе коммерческого учета требует пристального внимания к деталям.

Требования к коммерческому передаче

Системы коммерческого учета должны соответствовать требованиям, установленным отраслевыми организациями, такими как AGA , API или ISO , а также национальными метрологическими стандартами, такими как OIML (международный), NIST (США), PTB (Германия), CMC (Китай) и ГОСТ (Россия). ), ДГТУ (Украина) и др. Эти требования могут быть двух типов: юридические и контрактные .

Юридический

Национальные кодексы и правила мер и весов регулируют требования к оптовой и розничной торговле, чтобы способствовать справедливой торговле. Нормативные требования и требования к точности сильно различаются в зависимости от страны и товара, но все они имеют одну общую характеристику — « отслеживаемость ». Всегда существует процедура, определяющая процесс валидации, при которой дежурный счетчик сравнивается со стандартом, прослеживаемым агентством законодательной метрологии соответствующего региона. ^{[ 14 ]}

Договор

Контракт – это письменное соглашение между покупателями и продавцами, определяющее требования к измерениям. Это крупные объемы продаж между операционными компаниями, где нефтепродукты и сырая нефть транспортируются морским , трубопроводным или железнодорожным транспортом . Измерение при коммерческом учете должно проводиться с максимально возможной точностью, поскольку небольшая ошибка в измерении может привести к большой финансовой разнице. Из-за такого критического характера измерений нефтяные компании по всему миру разработали и приняли стандарты для удовлетворения потребностей отрасли.

В Канаде, например, все измерения коммерческого учета подпадают под компетенцию Measurement Canada . В США Федеральная комиссия по регулированию энергетики (FERC) контролирует стандарты, которым должна соответствовать торговля между штатами.

Коммерческий учет жидкости

Коммерческий учет результатов измерения расхода жидкости осуществляется в соответствии с рекомендациями ISO . Согласно промышленному соглашению, измерение расхода жидкости определяется как имеющее общую погрешность ±0,25% или выше. Общая неопределенность получается из соответствующей статистической комбинации неопределенностей компонентов измерительной системы.

Режим измерения

Измерение объема или массы

Измерения расхода жидкости обычно производятся в единицах объема или массы. Объем обычно используется для операций по загрузке отдельных промысловых танкеров, тогда как масса используется для многопромыслового трубопровода или морского трубопровода с требованием распределения.

Массовое измерение и отчетность достигаются за счет

Измерение объемного расхода (например, турбинным или ультразвуковым счетчиком) и плотности жидкости.
Прямое измерение массы кориолисовым измерителем

Система отбора проб

Автоматическая система отбора проб, пропорциональная потоку, используется при измерении расхода для определения среднего содержания воды, средней плотности и для целей анализа. Системы отбора проб должны в целом соответствовать стандарту ISO 3171. Система отбора проб является критически важным участком во время измерения расхода. Любые ошибки, вызванные ошибкой выборки, обычно оказывают прямое линейное влияние на общее измерение.

Измерение температуры и давления

Измерение температуры и давления являются важными факторами, которые следует учитывать при измерении расхода жидкостей. Точки измерения температуры и давления должны располагаться как можно ближе к счетчику с учетом их условий на входе в счетчик. Измерения температуры, влияющие на точность измерительной системы, должны иметь общую точность контура 0,5 °C или выше, а соответствующие показания должны иметь разрешение 0,2 °C или выше.

Проверка температуры осуществляется сертифицированными термометрами с помощью защитных гильз.

Измерения давления, которые влияют на точность измерительной системы, должны иметь общую точность контура 0,5 бар или выше, а соответствующие показания должны иметь разрешение 0,1 бар или выше.

Коммерческий учет газа

Коммерческий учет результатов измерения расхода газа осуществляется в соответствии с руководящими принципами, установленными международными организациями . Согласно промышленному соглашению, измерение расхода газа определяется как измерение массового расхода с общей погрешностью ±1,0% или выше. Общая неопределенность получается из соответствующей статистической комбинации неопределенностей компонентов измерительной системы.

Режим измерения

Единица объема или массы

Все измерения газовых потоков должны выполняться для однофазных газовых потоков, причем измерения проводятся либо в объемных, либо в массовых единицах.

Выборка

Отбор проб является важным аспектом, поскольку они помогают убедиться в точности. Должны быть предусмотрены соответствующие условия для получения репрезентативных проб. Тип приборов и измерительной системы могут влиять на это требование.

Плотность газа

газа Плотность на счетчике может быть определена либо по:

Непрерывное прямое измерение с помощью онлайн- денситометра
Расчет с использованием общепризнанного уравнения состояния вместе с измерениями температуры, давления и состава газа.

Большинство отраслей предпочитают использовать непрерывное измерение плотности газа. Однако оба метода могут использоваться одновременно, и сравнение их результатов может обеспечить дополнительную уверенность в точности каждого метода.

Лучшие практики

В любом приложении коммерческого учета истинная случайная неопределенность имеет равные шансы на пользу любой из сторон, чистое влияние должно быть нулевым для обеих сторон, а точность и повторяемость измерений не должны иметь значения. Точность и повторяемость измерений имеют большое значение для большинства продавцов, поскольку многие пользователи устанавливают контрольные счетчики. Первым шагом при проектировании любой системы коммерческого учета является определение ожидаемых результатов взаимных измерений поставщика и пользователя в диапазоне скоростей потока. Определение взаимных ожиданий в отношении производительности должно осуществляться людьми, которые четко понимают все издержки, связанные с спорами об измерениях, вызванными плохой повторяемостью. Вторым шагом является количественная оценка условий эксплуатации, которые не поддаются контролю. Для измерения расхода они могут включать в себя:

Ожидаемое изменение температуры окружающей среды ;
Максимальное статическое давление в линии ;
Статическое линейное давление и изменение температуры;
Максимально допустимая постоянная потеря давления;
Диапазон регулирования расхода; и
Ожидаемая частота изменения и/или пульсации потока.

Третий и последний шаг — выбор оборудования, процедур установки и обслуживания, которые обеспечат, что измерения обеспечивают требуемую производительность установленной системы в ожидаемых (неконтролируемых) условиях эксплуатации. Например, пользователь может:

Выберите датчик статического и/или дифференциального давления, который имеет лучшие или худшие характеристики в данных реальных условиях эксплуатации.
Калибруйте передатчик(и) часто или нечасто.
В случае расходомера DP подберите размер первичного элемента для более высокого или низкого перепада давления (более высокие значения DP обеспечивают более высокую точность за счет более высоких потерь давления).
Выберите расходомер и датчик давления с более быстрым или медленным откликом.
Используйте длинные или короткие соединительные (импульсные) линии или прямое соединение для быстрого реагирования.

Хотя первый и второй этапы включают сбор данных, третий этап может потребовать расчетов и/или испытаний. ^{[ 15 ]}

Общая формула расчета переданной энергии (СПГ)

Формула расчета переданного СПГ зависит от договорных условий продажи. Они могут относиться к трем типам договоров купли-продажи, как это определено Инкотермс 2000: продажа FOB , продажа CIF или продажа DES .

В случае продажи FOB (Free On Board) определение переданной энергии и счет за нее будет производиться в порту погрузки.

В случае продажи CIF (страхование затрат и фрахт) или DES (поставка с судна) переданная энергия и счет за нее будут определены в порту разгрузки.

В контрактах FOB покупатель несет ответственность за предоставление и обслуживание систем измерения коммерческого учета на борту судна для определения объема, температуры и давления, а продавец несет ответственность за предоставление и обслуживание систем измерения коммерческого учета на погрузочном терминале, таких как отбор проб. и газовый анализ. Для контрактов CIF и DES ответственность обратная.

И покупатель, и продавец имеют право проверять точность каждой системы, которая предоставляется, обслуживается и эксплуатируется другой стороной. Определение переданной энергии обычно происходит в присутствии одного или нескольких сюрвейеров, офицера по грузовым операциям судна и представителя оператора терминала СПГ . Также может присутствовать представитель покупателя. ^{[ 16 ]}

Во всех случаях переданную энергию можно рассчитать по следующей формуле:

E = (VLNG × DLNG × GVCLNG) — вытесненный газ ± газ в ER (если применимо)

Где:

E = общая чистая энергия, передаваемая от погрузочных средств к танкеру СПГ или от танкера СПГ к объектам разгрузки.

VLNG = объем загруженного или выгруженного СПГ в м3.

DLNG = плотность загруженного или выгруженного СПГ в кг/м3.

GCVLNG = высшая теплота сгорания СПГ, загруженного или выгруженного, в миллионах БТЕ /кг.

Вытесненный газ E = чистая энергия вытесненного газа, также в миллионах БТЕ , которая может быть: отправляется обратно на берег перевозчиком СПГ при погрузке (объем газа в грузовых танках вытесняется таким же объемом загруженного СПГ ), Или газ , полученный перевозчиком СПГ в своих грузовых танках при разгрузке взамен объема сброшенного СПГ .

E(gas to ER) = Если применимо, энергия газа, потребляемая в машинном отделении танкера СПГ в течение времени между открытием и закрытием коммерческого освидетельствования, т.е. используемая судном в порту, которая составляет:

+ Для СПГ перегрузки или

- Для СПГ перевалки разгрузки

Ссылки

^ «Коммерческий учет: ценность правильного измерения и поиск истины» . Архивировано из оригинала 06 января 2011 г. Проверено 10 апреля 2011 г.
^ «Коммерческий учет: расходомер как кассовый аппарат» . Ноябрь 2010 года . Проверено 10 апреля 2011 г.
^ Зивенко О. и Гудыма И., 2017. Повышение точности системы учета сжиженного нефтяного газа. В Proc. XXIII научно-техническая конференция ВКО Варна Труды «Транспорт, экология – устойчивое развитие» (с. 15-17).
^ Перейти обратно: ^а ^б ^с Зивенко, Алексей (2019). «Специфика учета СУГ при его хранении и транспортировке» . Измерительная техника и метрология . 80 (3): 21–27. дои : 10.23939/istcmtm2019.03.021 .
^ «Коммерческий учет расхода» . Архивировано из оригинала 9 июля 2010 года . Проверено 10 апреля 2011 г.
^ «Спрос на энергию стимулирует измерение потока коммерческого учета» . Архивировано из оригинала 06 января 2011 г. Проверено 10 апреля 2011 г.
^ «Измерение расхода и уровня» . Проверено 11 апреля 2011 г.
^ «Мировой рынок коммерческого учета природного газа» . Проверено 10 апреля 2011 г.
^ Джесси Йодер, доктор философии. «Расходомеры традиционной технологии» . Архивировано из оригинала 28 июля 2011 года . Проверено 10 апреля 2011 г.
^ «Коммерческий учет нефтепродуктов с кориолисовыми массовыми расходомерами» . Проверено 10 апреля 2011 г.
^ «Цифровые кориолисовы расходомеры в коммерческом учете нефти и газа» . Проверено 10 апреля 2011 г.
^ «Ультразвуковые расходомеры для коммерческого учета» (PDF) . Архивировано из оригинала (PDF) 22 марта 2012 года . Проверено 10 апреля 2011 г.
^ «РУКОВОДСТВО ПО КАТОДИАЛЬНОЙ ПЕРЕДАЧЕ СПГ» (PDF) . Проверено 10 апреля 2011 г. ^{[ постоянная мертвая ссылка ]}
^ «Проверка ультразвуковых расходомеров жидкости для коммерческого учета» (PDF) . Проверено 10 апреля 2011 г.
^ «Расчет показателей коммерческого учета природного газа» . Журнал «Трубопровод и газ» . 2001 . Проверено 10 апреля 2011 г.
^ «РУКОВОДСТВО ПО КАТОДИАЛЬНОЙ ПЕРЕДАЧЕ СПГ» (PDF) . Проверено 10 апреля 2011 г. ^{[ постоянная мертвая ссылка ]}

Внешние ссылки

[1] «Коммерческий учет: ценность правильного измерения и поиск истины» . Архивировано из оригинала 06 января 2011 г. Проверено 10 апреля 2011 г.

[2] «Коммерческий учет: расходомер как кассовый аппарат» . Ноябрь 2010 года . Проверено 10 апреля 2011 г.

[3] Зивенко О. и Гудыма И., 2017. Повышение точности системы учета сжиженного нефтяного газа. В Proc. XXIII научно-техническая конференция ВКО Варна Труды «Транспорт, экология – устойчивое развитие» (с. 15-17).

[:0-4] Перейти обратно: ^а ^б ^с Зивенко, Алексей (2019). «Специфика учета СУГ при его хранении и транспортировке» . Измерительная техника и метрология . 80 (3): 21–27. дои : 10.23939/istcmtm2019.03.021 .

[5] «Коммерческий учет расхода» . Архивировано из оригинала 9 июля 2010 года . Проверено 10 апреля 2011 г.

[6] «Спрос на энергию стимулирует измерение потока коммерческого учета» . Архивировано из оригинала 06 января 2011 г. Проверено 10 апреля 2011 г.

[7] «Измерение расхода и уровня» . Проверено 11 апреля 2011 г.

[8] «Мировой рынок коммерческого учета природного газа» . Проверено 10 апреля 2011 г.

[9] Джесси Йодер, доктор философии. «Расходомеры традиционной технологии» . Архивировано из оригинала 28 июля 2011 года . Проверено 10 апреля 2011 г.

[10] «Коммерческий учет нефтепродуктов с кориолисовыми массовыми расходомерами» . Проверено 10 апреля 2011 г.

[11] «Цифровые кориолисовы расходомеры в коммерческом учете нефти и газа» . Проверено 10 апреля 2011 г.

[12] «Ультразвуковые расходомеры для коммерческого учета» (PDF) . Архивировано из оригинала (PDF) 22 марта 2012 года . Проверено 10 апреля 2011 г.

[13] «РУКОВОДСТВО ПО КАТОДИАЛЬНОЙ ПЕРЕДАЧЕ СПГ» (PDF) . Проверено 10 апреля 2011 г. ^{[ постоянная мертвая ссылка ]}

[14] «Проверка ультразвуковых расходомеров жидкости для коммерческого учета» (PDF) . Проверено 10 апреля 2011 г.

[15] «Расчет показателей коммерческого учета природного газа» . Журнал «Трубопровод и газ» . 2001 . Проверено 10 апреля 2011 г.

[16] «РУКОВОДСТВО ПО КАТОДИАЛЬНОЙ ПЕРЕДАЧЕ СПГ» (PDF) . Проверено 10 апреля 2011 г. ^{[ постоянная мертвая ссылка ]}

[ 1 ]

[ 2 ]

[ 3 ]

[ 4 ]

[ 5 ]

[ 6 ]

[ 7 ]

[ 8 ]

[ 9 ]

[ 10 ]

[ 11 ]

[ 12 ]

[ 13 ]

[ 14 ]

[ 15 ]

[ 16 ]