задачи фпк. Задача по оперативному балансу ФПК. Методика составления оперативного баланса по массе нефтепродукта
 Скачать 38.07 Kb.
|
|
Приложение 1 МЕТОДИКА СОСТАВЛЕНИЯ ОПЕРАТИВНОГО БАЛАНСА ПО МАССЕ НЕФТЕПРОДУКТА 1. По данным оперативных измерений объема и плотности закачанного в трубопровод и поступившего на конечный пункт нефтепродукта определяют его массу при одинаковых или приведенных к одним условиям (температура и давление) за период составления оперативного баланса по ГОСТ 26976-86. При отсутствии автоматизированных узлов учета используют объемно-массовый статический метод. 2. Массу нефтепродукта до и после транспортировки определяют как произведение объемов нефтепродуктов, определенных по градуировочным таблицам резервуаров, на плотность нефтепродукта при той же температуре, что и определение объема. Если температуры, при которой определялся объем нефтепродукта и его плотность различны, масса сданного (принятого) нефтепродукта в емкости при приемо-сдаточных операциях  определяют по формуле (см. п. 4.2.5.)  где  - масса нефтепродукта в емкости; – масса нефтепродукта в емкости до ее заполнения или после опорожнения; ,  - объемы продукта, соответственно, в начале и в конце товарной операции, определяемые по градуировочной таблице резервуара,  ; ,  - средние плотности продукта, соответственно, в начале и в конце товарной операции,  ; - коэффициент линейного расширения металла стенки резервуара, 1/ ; - коэффициент объемного расширения продукта, 1/ ; – разность температур стенок резервуара при определении объема  и при его градуировке  , ;Модель погрешности метода   где  - уровень продукта в емкости, м; - абсолютная погрешность измерения уровня наполнения продукта, м; - относительная погрешность градуировки резервуара, %; - разность температур продукта при измерении плотности  и объема , ; - относительная погрешность измерения плотности, %. – абсолютная погрешность измерения разности температур продукта при измерении плотности ( ) и ( ), ; – относительная погрешность центрального блока обработки информации данных, %.Значения коэффициента объемного расширения нефтепродукта в зависимости от его плотности определяются по таблице П.1, либо рассчитываются по формуле  Таблица П.1
3. Найденная с учетом норм естественной убыли разницы массы нефтепродукта до и после транспортировки согласно пункту 2 не должна превышать максимальной величины погрешности определения массы нефтепродуктов  , предусмотренной ГОСТ 26976-86.При объемно-массовом статическом методе  - при изменении массы нетто нефтепродуктов от 100 т и выше.4. Пример. Для транспортировки принят продукт в резервуарах РВС-10000.  - погрешность градуировки; - температура градуировки резервуара в пункте приема продукта к транспорту.При измерениях использованы следующие средства измерений: уровнемер с абсолютной погрешностью -  ;ареометр для измерения плотности -  ;термометр с абсолютной погрешностью -  ;относительная погрешность центрального блока обработки информации (ЦБОИ) -  .4.1. При изменениях были получены следующие результаты
4.2. Определяем коэффициенты объемного расширения   4.3. Определяем разность температур при изменении плотности и объема   4.4. Определяем температуру стенки резервуара     4.5. По градуировочной таблице резервуара находим: объем продукта перед отпуском  объем продукта после отпуска  4.6. Масса закачанного в трубопровод продукта составит    4.7. Определяем погрешность метода относительная погрешность измерения плотности  абсолютная погрешность измерения разности температур  При определении погрешность метода учитывают, что она достигает максимума при: - максимальном и минимальном уровне взлива в резервуаре  и  , м;- максимальном превышении температуры над , которые указываются в методике выполнения измерений (МВИ).4.8. Для нашего случая погрешность измерения массы при сдаче на трубопровод выразится уравнением    4.9 После транспортировки в конечном наливном пункте на момент сведения баланса продукт был принят в резервуар РВС-10000 ∆K=± 0.1 % - погрешность градуировки; tгрj = 12 0C температура градуировки резервуара в конечном пункте сдачи. При выполнении измерений использованы следующие средства измерений: уровнемер с абсолютной погрешностью ∆H = ± 3 мм; ареометр для измерения плотности δρj = ± 0.5 кг/м3; термометр с абсолютной погрешностью ∆tj = ± 0.5 0C; относительная погрешность ЦБОИ ∆M = ± 0.1 %. 4.10. В пункте сдачи были получены следующие результаты измерений:
4.11. Определяем коэффициенты объемного расширения   4.12. Определяем разности температур при измерении плотности и объема   4.13. Определяем температуру стенки резервуара, в который принимается продукт в конечном пункте в начале и конце операции     4.14. По градуировочной таблице резервуара находим: объем продукта перед приемом  объем продукта после приема  .4.15. Масса продукта принятого в резервуар конечного пункта составит   4.16. Для нашего случая погрешность измерения массы продукта при сдаче с магистрального трубопровода в конечном приемо-сдаточном пункте определяется по уравнению   Таким образом в обоих случая пределы относительной погрешности методов измерения массы нефтепродуктов, не более регламентированных ГОСТ 26976-86: При закачке из резервуара в трубопровод ∆mпрi = ± 0,282 % < ∆mmax = ±0.5% ; При приеме в резервуар на приемо-сдаточном пункте ∆mпрj = ± 0,307% < ∆mmax = ±0.5%. Относительная погрешность сведения оперативного баланса нефтепродуктов по массе определяется по уравнению  |
