Описание технологии отбора проб горючего

Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВМЕСТИМОСТИ РЕЗЕРВУАРА И ВОССТАНОВЛЕНИЕ ГРАДУИРОВОЧНОЙ ТАБЛИЦЫ

2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТИПА РЕЗЕРВУАРА

2.1 Определение уклона резервуара

3. ОПИСАНИЕ ПОРЯДКА И МЕТОДА ЗАМЕРА УРОВНЯ ГОРЮЧЕГО В ГОРИЗОНТАЛЬНОМ РЕЗЕРВУАРЕ

4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ МАССЫ НЕФТЕПРОДУКТА

5. ОПИСАНИЕ ПОРЯДКА И МЕТОДА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПЛОТНОСТИ СВЕТЛЫХ НЕФТЕПРОДУКТОВ

6. ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ОТБОРА ПРОБ ГОРЮЧЕГО



1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВМЕСТИМОСТИ РЕЗЕРВУАРА И ВОССТАНОВЛЕНИЕ ГРАДУИРОВОЧНОЙ ТАБЛИЦЫ

Имеются следующие исходные данные:

Резервуар горизонтальный с конусным днищем (рис.1.);

Диаметр наружный = 2340 мм;

Длина наружная = 3231 мм;

Толщина стенок резервуара д = 4 мм;

Высота взлива = 1820 мм;

Высотный трафарет постоянный ВТП = 2328мм;

Высотный трафарет фактический ВТФ = 2316мм.

Рисунок 1 - резервуар горизонтальный с конусным днищем

Определяем внутреннюю длину

Lвн = Lн - 2b,

где

Lвн - внутренняя длина резервуара, мм;

Lн - наружная длина резервуара, мм;

b - толщина стенки, мм.

Lвн = 3231 - 2·4 = 3223 мм

Определяем внутренний диаметр

Dвн = Dн - 2д,

где

Dвн - внутренний диаметр резервуара, мм;

Dн - наружный диаметр резервуара, мм;

д - толщина стенки, мм.

Dвн = 2340 - 2·4 = 2332 мм

Определяем вместимость цилиндрической части резервуара:

Vц = (р·D2вн /4) · Lвн,

где

Vц - вместимость цилиндрической части резервуара, мм;

Dвн - внутренний диаметр резервуара, мм;

Lвн - внутренняя длина резервуара, мм.

Vц =(3.14 · 2,3322/4) · 3,223 = 13,7 м3

Градуировку резервуаров производят в соответствии с ГОСТ 8.346 «Резервуары стальные горизонтальные. Методы и средства поверки».



Таблица 1 - Расчетная таблица градуировки резервуара

Высота взлива, , мм	Отношение высоты наполнения к диаметру резервуара, H/D	Коэффициент заполнения цилиндрической части,	Объем залитой части резервуара ,
0	0	0	0
250	0,1072	0,05255	0,7377
500	0,2144	0,14247	2,0438
750	0,3216	0,25248	3,6919
1000	0,4288	0,37367	5,5568
1250	0,5360	0,50038	7,1795
1500	0,6432	0,62695	9,6534
1750	0,7504	0,74833	11,3163
2000	0,8576	0,74833	11,8401
2250	0,9648	0,85814	14,1992
2500	1,0720	0,94923	15,8822
2750	1,1792	1,07202	17,5650
3000	1,2864	1,17923	19,8792
3250	1,3936	1,28644	21,3479
3500	1,5008	1,39362	22,3555

Вычисляем отношение высоты наполнения к диаметру резервуара:

Н/Д,

где

H - высота наполнения, мм;

Д - внутренний диаметр резервуара, мм.

Н1 =

Н2=250/2332=0,1072

Н3/Д3=500/2332=0,2144

Н4/Д4=750/2332=0,3216

Н5/Д5=1000/2332=0,4288



Н6/Д6=1250/2332=0,5360

Н7/Д7=1500/2332=0,6432

Н8/Д8=1750/2332=0,7504

Н9/Д9=2000/2332=0,8576

Н10/Д10=2250/2332=0,9648

Н11/Д11=2500/2332=1,07201

Н12/Д12=2750/2332=1,17922

Н13/Д13=3000/2332=1,28641

Н14/Д14=3250/2332=1,39362

Н15/Д15=3500/2332=1,50083

Коэффициент определяется с помощью таблицы коэффициентов заполнения цилиндрической части горизонтальных резервуаров, являющейся обязательным приложением 4 ГОСТ 8.346-79 ГСИ.

Кц1=0

Кц2=0,05255

Кц3=0,14247

Кц4=0,25248

Кц5=0,37367

Кц6= 0,50038

Кц7=0,62695

Кц8=0,74833

Кц9=0,85814

Кц10=0,94923

Кц11=1,07201

Кц12=1,17922



Кц13=1,28641

Кц14=1,39362

Кц15=1,50083

Определяем объем цилиндрической части при данных высотах заполнения:

Vзц = Кц · Vц,

где

Vзц - объем цилиндрической части при данных высотах заполнения, м3;

Кц - коэффициент заполнения цилиндрической части резервуара;

Vц - вместимость цилиндрической части резервуара, м3.

Vзц1=м3

Vзц2=0,05255 ·13,7=0,7199м3

Vзц3=0,14247·13,7 =1,95183м3

Vзц4=0,25248·13,7 =3,45897м3

Vзц5=0,37367·13,7 =5,11927 м3

Vзц6=0,50038·13,7 =6,8552 м3

Vзц7=0,62695·13,7 =8,5892 м3

Vзц8=0,74833·13,7 =10,2521м3

Vзц9=0,85814·13,7 =11,7565 м3

Vзц10=0,94923·13,7 =13,0044 м3

Vзц11=1,0720·13,7 =14,6864 м3

Vзц12=1,1792 ·13,7 =16,15504 м3

Vзц13=1,28641·13,7 = 17,6236 м3



Vзц14=1,39362·13,7 =19,0923 м3

Vзц15=1,50083·13,7 = 20,5609 м3

Определяем полную вместимость сферического днища:

Vсд=

где Vс.д - вместимость сферического днища, м3;

f - значение выпуклости днища, м;

Dвн - внутренний диаметр резервуара, м.

Определяем отношение выпуклости каждого из днищ к диаметру:

f/Dвн

где

f- высота сферической части, мм;

Dвн - внутренний диаметр резервуара, мм.

f/Dвн=400/2560=1/5

Определяем по значениям Н/Д по приложению 5 ГОСТ 8.346 коэффициент заполнения сферического днища Кс:

Кс1=0

Кс2=0

Кс3=0

Кс4=0,0

Кс5=0,002



Кс6=0,003

Кс7=0,005

Кс8=0,007

Кс9=0,010

Кс10=0,013

Кс11=0,017

Кс12=0,021

Кс13=0,026

Кс14=0,031

Кс15=0,036

Определяем вместимость сферического днища при высоте наполнения Н:

Vзд = Кс · Vсд,

где

Vзд - объем днища при данных высотах заполнения, м3;

Кс - коэффициент заполнения сферического днища;

Vсд - вместимость сферического днища, м3.

Vзд1=0 · 1,047 =0 м3

Vзд2=0 · 1,047 =0 м3

Vзд3=0· 1,047 =0 м3

Vзд4=0, · 1,047 =0 м3

Vзд5=0,002 · 1,047 =0,002 м3

Vзд6=0,003 · 1,047 =0,0031 м3

Vзд7=0,005 · 1,047 =0,0052 м3



Vзд8=0,007 · 1,047 =0,0073 м3

Vзд9=0,010 · 1,047 =0,01014 м3

Vзд10=0,013 · 1,047 =0,0136 м3

Vзд11=0,017 · 1,047 =0,0177 м3

Vзд12=0,021 · 1,047 =0,0219 м3

Vзд13=0,026 · 1,047 =0,0272 м3

Vзд14=0,031 · 1,047 =0,0324 м3

Vзд15=0,036 · 1,047 =0,0376 м3

Определяем объем залитой части резервуара при высоте наполнения Н:

Vз=Vзц+2 · Vзд,

где

Vз - объем залитой части резервуара при данных высотах заполнения, м3;

Vзц - объем цилиндрической части при данных высотах заполнения, м3;

Vзд - объем днища при данных высотах заполнения, м3.

Vз1 = 0 + 2 · 0= 0 м3

Vз2 = 0,0257 + 2 · 0 = 0,0257 м3

Vз3 = 0,0728 + 2 · 0 = 0,0728 м3

Vз4= 0,1338 + 2 · 0= 0,1338 м3

Vз5=0,2058 + 2 · 0,002 = 0,2098 м3

Vз6=0,2861 + 2 · 0,0031 = 0,2924 м3

Vз7=0,3755 + 2 · 0,0052 = 0,3859 м3

Vз8 = 0,4718 + 2 · 0,0073 = 0,4864 м3



Vз9 = 0,5748 + 2 · 0,0101 = 0,5948 м3

Vз10 = 0,6820 +2 · 0,0136 = 0,7092 м3

Vз11=0,7960 + 2 · 0,0177 = 0,8314м3

Vз12=0,9164 + 2 · 0,0219 = 0,9602 м3

Vз13=1,040 + 2 · 0,0272 = 1,0944 м3

Vз14=1,1688 + 2 · 0,0324 = 1,2336 м3

Vз15=1,3026 + 2 · 0,0376 = 1,3778 м3

Благодаря коэффициенту можно определить объем нефтепродукта для любого уровня взлива, что позволит составить точную градуировочную таблицу:

Таблица 2 - Градуировочная таблица горизонтального резервуара

Высота взлива, , мм	Объем залитой части резервуара ,
0	0
14	0,0257
50	0,0728
75	01338
100	02098
125	0,2924
150	0,3859
175	0,4864
200	0,5948
225	0,7092
250	0,8314
275	0,9602
300	1,0994
325	1,2336
1867	1,3778



2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТИПА РЕЗЕРВУАРА

Полученные данные позволяют определить тип резервуара №1: это резервуар горизонтальный с конусным днищем

2.1 Определение уклона резервуара

Для этого воспользуемся следующими данными и формулами:

Расстояние от точки измерения до середины резервуара I = 1648 мм;

Измерения высоты взлива льда в двух точках резервуара

= 26 мм и = 38 мм

Основные формулы:

а = ,

где l - длина резервуара.

= ±a · I,

где а - уклон оси резервуара;

I - расстояние от точки измерения до середины резервуара.



Рисунок 2 - Схема резервуара с учетом уклона

Рассчитаем уклон оси резервуара:

a = = -0,0031

а также саму поправку на уклон:

=(0,0031) · 1648 = 4,9724

Рассчитаем высоту взлива с учётом поправки на уклон:

Н = Нг+,

H = 1608 + 4,9724 = 1612,97 мм



3. ОПИСАНИЕ ПОРЯДКА И МЕТОДА ЗАМЕРА УРОВНЯ ГОРЮЧЕГО В ГОРИЗОНТАЛЬНОМ РЕЗЕРВУАРЕ

Самым главным фактором при сливе и хранении топлива является уровень топлива в резервуаре. Традиционно применяют метршток для измерения уровня топлива и воды, который представляет собой длинную металлическую линейку (рисунок 3).

Рисунок 3 - Метршток

При измерении уровня открывают герметически закрытый направляющий трубопровод для метрштока и опускают туда метршток. Направляющий трубопровод (замерная, зондовая труба) обеспечивает вертикальное направление метрштоку. Для более точного замера на части трубы, находящейся в резервуаре, сверлятся отверстия диаметром 8-10 мм на расстоянии друг от друга 2 см. Направляющий трубопровод обтягивается латунной сеткой и закрывается крышкой.

Для автоматического постоянного измерения уровня и наличия подтоварной воды применяются датчики уровнемеров, которые измеряют еще температуру топлива и выдают сигналы на шкафы контроля и управления в операторную.

Совместно с уровнемером или вместо него применяются датчики предельного уровня, которые выдают сигналы достижения заранее заданных двух-трех уровней. Наиболее важны сигналы уровня 90% и 95% заполнения резервуара топливом. резервуар горючий нефтепродукт градуировочный

Предельной высотой наполнения резервуара является величина ВТП. Начальные различия между величинами ВТП и ВТФ объясняются наличием в нижней части резервуара наледи:

ВТП - ВТФ = 2326 - 2304 = 22 мм

Также по таблице 2.2 определим и объем льда, и общий объем по уровню взлива с учётом поправки на уклон:

Vг =Vобщ -Vл,

где

Vг - объем горючего в резервуаре, м3;

Vобщ - общий объем, м3;

Vл - объем льда, м3.

Vг = 16,550 - 0,0107 = 16,443 м3



4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ МАССЫ НЕФТЕПРОДУКТА

В зависимости от характера технологических операций и размеров учитываемых партий нефтепродуктов применяются различные методы измерений. Методы измерений выбираются на основе оценки их точности применительно к данной технологической операции с учетом технической возможности реализации данного метода и с учетом рекомендаций, приведенных в стандартах и нормативно-технической документации, регламентирующих условия применения указанных методов измерений.

В настоящее время согласно правилам количественного учета применяются:

прямой метод измерения массы с помощью весов или массовых расходомеров (счетчиков) (рис.4);

Рисунок 4 - Общий вид счетчика (расходомера) косвенные методы: объемно-массовый и гидростатический.

В соответствии с действующими правилами количественный учет нефтепродуктов на предприятиях системы нефтепродуктообеспечения ведется в единицах массы.

Методы измерений количества нефти и нефтепродуктов при проведении учетно-расчетных операций на всем пути их движения от добычи до переработки и от переработки до потребителей устанавливают на основании ГОСТ 26976-86 «Нефть и нефтепродукты. Методы измерения массы». Данный стандарт является основополагающим документом для разработки методик выполнения измерений на нефтебазах, магистральных нефтепродуктопроводах и АЗС.

Реализация прямых методов заключается в определении массы продуктов с помощью весов, весовых дозаторов и устройств, массовых счетчиков или массовых расходомеров с интеграторами.

Косвенные методы, в свою очередь, подразделяются на объемно-массовый и гидростатический.

Объемно-массовый метод. Применение объемно-массового метода сводится к измерению объема V и плотности р продукта при одинаковых условиях или приведенных к одним условиям (по температуре и давлению), определению массы брутто продукта как произведения значений этих величин и последующему вычислению массы нетто продукта:

= · ,

где - масса нетто продукта, т;

- объем продукта, м;

- плотность продукта, приведенная к условиям измерения объема, т/м3.

В зависимости от способа измерений объема продукта объемно-массовый метод подразделяют на динамический и статический.

Динамический метод применяют при измерении массы продукта непосредственно на потоке в нефтепродуктопроводах. При этом объем продукта измеряют счетчиками или преобразователями расхода с интеграторами.

Статический метод применяют при измерении массы продукта в градуированных емкостях (вертикальные и горизонтальные резервуары, транспортные емкости и т.п.). Объем продукта в резервуарах определяют с помощью градуированных таблиц резервуаров по значениям уровня наполнения, измеренных уровнемером, метрштоком или металлической измерительной рулеткой. В емкостях, градуированных на полную вместимость, контролируют уровень, наполнения и определяют объем по паспортным данным.

Гидростатический метод. При использовании этого метода измеряют величину гидростатического давления столба продукта, определяют среднюю площадь заполненной части резервуара на уровне, относительно которого производят измерение, и рассчитывают массу продукта как произведение значений этих величин, деленное на ускорение силы тяжести. При этом формула для определения массы продукта М (в кг) имеет вид:

M = ,

где Р - гидростатическое давление продукта в резервуаре относительно уровня отсчета, Па; Н - расчетный уровень наполнения или уровень, относительно которого производят измерение, м;

- средняя площадь сечения резервуара, определяемая из градуировочных таблиц данного резервуара;

g - местное ускорение силы тяжести.

Массу отпущенного (принятого) продукта при использовании гидростатического метода можно определять как разность масс, определенных в начале и в конце товарной операции, используя вышеизложенный метод.

Измерение гидростатического давления столба продукта производят манометрическими приборами с учетом давления паров нефти или нефтепродукта. Используя формулу, рассчитаем массу дизельного топлива плотностью 807 кг/:

mг = 14,8286 · 807 = 11966,6802 кг ? 11,97 т.

Нормы погрешности методов измерений.

Пределы относительной погрешности методов измерения массы должны быть не более:

При прямом методе:

±0,5%--при измерении массы нетто нефтепродуктов до 100 т, а также массы нетто битумов;

±0,3%--при измерении массы нетто пластических смазок;

При объемно-массовом динамическом методе:

±0,25% -- при измерении массы брутто нефти;

±0,35% -- при измерении массы нетто нефти;

±0,5% -- при измерении массы нетто нефтепродуктов от 100 т и выше;

±0,8% -- при измерении массы нетто нефтепродуктов до 100 т и отработанных нефтепродуктов;

При объемно-массовом статическом методе:

±0,5% -- при измерении массы нетто нефти, нефтепродуктов от 100 т и выше, а также массы нетто битумов;

±0,8% --при измерении массы нетто нефтепродуктов до 100 т и отработанных нефтепродуктов;

При гидростатическом методе:

±0,5% -- при измерении массы нетто нефти, нефтепродуктов от 100 т и выше;

±0,8% --при измерении массы нетто нефтепродуктов до 100 т и отработанных нефтепродуктов.

Для измерения массы дизельного топлива до 100 т объемно-массовым статическим метод, погрешность измерений будет ±0,8%



5. ОПИСАНИЕ ПОРЯДКА И МЕТОДА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПЛОТНОСТИ СВЕТЛЫХ НЕФТЕПРОДУКТОВ

Основной действующий руководящий документ для этого раздела - ГОСТ 3900-85.

Определение плотности ареометром (рис.5). Сущность метода заключается в погружении ареометра в испытуемый продукт, снятии показания по шкале ареометра при температуре определения и пересчете результатов на плотность при температуре 20 °С.

Рисунок 5- Ареометр

Цилиндр для ареометров устанавливают на ровной поверхности. Пробу испытуемого продукта наливают в цилиндр, имеющий ту же температуру, что и проба, избегая образования пузырьков и потерь от испарения. Пузырьки воздуха, которые образуются на поверхности, снимают фильтровальной бумагой.

Температуру испытуемой пробы измеряют до и после измерения плотности по термометру ареометра (при испытании темных нефтепродуктов термометр ареометра приподнимают над уровнем жидкости настолько, чтобы был виден верхний конец столбика термометрической жидкости и можно было отсчитать температуру) или дополнительным термометром. Температуру поддерживают постоянной с погрешностью не более 0,2 °С.

Чистый и сухой ареометр медленно и осторожно опускают в цилиндр с испытуемым продуктом, поддерживая ареометр за верхний конец, не допуская смачивания части стержня, расположенной выше уровня погружения ареометра.

Когда ареометр установится, а его колебания прекратятся, отсчитывают показания по верхнему краю мениска, при этом глаз находится на уровне мениска. Отсчет по шкале ареометра соответствует плотности нефтепродукта при температуре испытания с (масса продукта, содержащейся в единице его объема, г/).

Определение плотности и относительной плотности пикнометром.

Метод основан на определении относительной плотности - отношения массы испытуемого продукта к массе воды, взятой в том же объеме и при той же температуре. Так как за единицу массы принимается масса 1 воды при температуре 4°С, то плотность, выраженная в г/, будет численно равна плотности по отношению к воде при температуре 4 °С. Метод применяется для определения плотности нефти, жидких и твердых нефтепродуктов, а также гудронов, асфальтов, битумов, креозота и смеси этих продуктов с нефтепродуктами, кроме сжиженных и сухих газов, получаемых при переработке нефти и легколетучих жидкостей, давление насыщенных паров которых, определенное по ГОСТ 1756-52, превышает 50 кПа, или начало кипения которых ниже 40 °С.



6. ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ОТБОРА ПРОБ ГОРЮЧЕГО

Ответственным моментом количественного и качественного учета нефти на нефтепроводах является операция отбора проб. Порядок отбора проб регламентирован ГОСТ 2517-85 «Нефть и нефтепродукты, методы отбора проб», п.2.4.1.

Точечные пробы нефтепродукта из горизонтального цилиндрического резервуара диаметром менее 2500 миллиметров независимо от степени заполнения, отбирают с двух уровней:

- с середины высоты столба жидкости

- на 250 миллиметров выше нижней внутренней образующей резервуара

Из отобранных проб составляют объединенную пробу смешением точечных проб среднего и нижнего уровней в соотношении 3:1. При высоте уровня нефтепродукта менее 500 миллиметров отбирают одну точечную пробу с нижнего уровня - на 250 миллиметров выше нижней внутренней образующей резервуара.

Для отбора проб применяются переносные пробоотборники заводского изготовления, имеющие заземляющий проводник (рис.6).

Рисунок 6- Пробоотборник



Перед отбором пробы пробоотборник присоединяется заземляющим тросиком к зажиму на резервуаре. При отборе пробы оператор должен находиться спиной к ветру, во избежание отравления парами нефтепродукта.

Отборы проб подразделяются на следующие виды:

индивидуальные,

средние

контрольные

арбитражная.

Индивидуальная проба характеризует качество нефтепродуктов в одном данном месте или на данном уровне.

Средняя проба характеризует среднее качество нефтепродуктов в одном или нескольких резервуарах. Средняя проба получается смешением нескольких индивидуальных проб.

Контрольная проба - часть индивидуальной или средней пробы, предназначенная для анализа. Контрольная проба, хранящаяся на случай арбитражного анализа, носит название арбитражной.

Методы отбора проб зависят от:

консистенции нефтепродукта;

типа емкости, из которой отбирают пробу;

уровня нефтепродукта (объема) в емкости;

Методы отбора проб нефтепродуктов стандартизованы.

Размещено на Allbest.ru

...