РГР-11-. Взам инв. Подп и дата

• Название: Взам инв. Подп и дата
• Дата: 19.06.2022
• Размер: 418.78 Kb.
• Имя файла: РГР-11-.docx
• Тип: Документы; #602916

Взам. инв. №
Подп. и дата
Инв. № подл.
								УлГТУ-РГР-Б-210301-11-21	Лист
		Изм.	Кол.уч	Лист	№ док.	Подпись	Дата

Содержание

1. Определение вместимости резервуара.................................................................3 1.1Определение внутренней длины горизонтального резервуара...................4 1.2.Определение внутреннего диаметра горизонтального резервуара............4 1.3.Определение вместимости цилиндрической части......................................4 1.4.Определение отношения высоты наполнения к диаметру резервуара......4 1.5. Определение коэффициента................................................................................5 1.6.Определение объема цилиндрической части резервуара.............................6 1.7.Определение вместимости резервуара................................................................6

1.8 Определение отношения выпуклости днища к диаметру резервуара………..7

1.9 Определение вместимости с конусным днища при высоте наполнения…….8

2.Определение типа резервуара.............................................................................10 3.Определение уклона резервуара...........................................................................10 4.Описание порядка и метода замера уровня горючего.................................13 5.Определение массы нефтепродукта...................................................................14 6.Описание порядка определения плотности светлых нефтепродуктов.........16 7.Описание технологии отбора проб горючего......................................................18

1 Определение вместимости резервуара и восстановление градуировочной таблицы

Имеются следующие исходные данные:

• 
  Диаметр наружный  =2360 мм;
  
• 
  Длина наружная  = 3235 мм;
  
• 
  Толщина стенок резервуара b = 4 мм;
  
• 
  Высота взлива  =1860 мм;
  
• 
  Высотный трафарет постоянный ВТП = 2284 мм;
  
• 
  Высотный трафарет фактический ВТФ =2270 мм.
  

Рисунок 1 - Резервуар горизонтальный со сферическим днищем

1.1 Определение внутренней длины горизонтального резервуара:

L_вн = L_н – 2b

L_вн =3235 2 4=3227 мм =3,227 м

где L_вн – внутренняя длина резервуара, мм;

L_н – наружная длина резервуара, мм;

b – толщина стенки, мм.


1.2 Определение внутреннего диаметра горизонтального резервуара:

D_вн = D_н – 2b,

D_вн =2360 =2352 мм =2,352 м

где D_вн – внутренний диаметр резервуара, мм;

D_н – наружный диаметр резервуара, мм;

b – толщина стенки, мм.

1.3 Определение вместимости цилиндрической части горизонтального резервуара:

V_{ц =} ( · ) · L_вн,

V_{ц =} ( · ) ·3,227 =14,01 мм

где V_ц – вместимость цилиндрической части резервуара, мм;

D_вн – внутренний диаметр резервуара, мм;

L_вн – внутренняя длина резервуара, мм.

1.4 Определение отношения высоты наполнения к диаметру резервуара:

,

где H – высота наполнения, мм;

– внутренний диаметр резервуара, мм.

0 мм

=250/2352=0,1061 мм

=500/2352=0,2113 мм

=750/2352=0,3184 мм

=100/2352=0,4246 мм

=1250/2352=0,5307 мм

=1500/2352=0,6369 мм

=1750/2352=0,7403 мм

=2000/2352=0,8492 мм

=2250/2352=0,9554 мм

=2750/2352=1,0615 мм

=2750/2352=1,1677 мм

=3000/2352=1,2773 мм

=3250/2352=1,3800 мм

3500/2352=1,4861 мм

1.5 Определение коэффициента  с помощью таблицы коэффициентов заполнения цилиндрической части горизонтальных резервуаров (приложение 4, ГОСТ 8.346-79).

К_ц1 = 0

К_ц2 =0,0567

К_ц3 = 0,1548

К_ц4 =0,2736

К_ц5 =0,4037

К_ц6 = 0,5383

К_ц7 =0,6711

К_ц8 =0,7935

К_ц9 =0,8968

К_ц10 =0,9840

К_ц11 =0,9999

К_ц12 =0,9999

К_ц13 =0,9999

К_ц14 =0,9999

К_ц15 =0,9999

1.6 Определение объема цилиндрической части резервуара при данных высотах наполнения:

V_зц = К_ц · V_ц,

где V_зц – объем цилиндрической части при данных высотах заполнения, м³;

К_ц – коэффициент заполнения цилиндрической части резервуара;

V_ц – вместимость цилиндрической части резервуара, м³.

V_зц1 = 0 0 м³

V_зц2 = 0,0567 м³

V_зц3 = 0,15484 м³

V_зц4 = 0,27365 м³

V_зц5 = 0,4037 5,656 м³

V_зц6 = 0,5383 м³

V_зц7 = 0,6711 9,402 м³

V_зц8 = 0,7935 м³

V_зц9 = 0,8968 12,564 м³

V_зц10= 0,9940 м³

V_зц11 = 0,9999 м³

V_зц12 = 0,9999 м³

V_зц13 = 0,9999 м³

V_зц14 = 0,9999 м³

V_зц15 = 0,9999 м³

1.7 Определение полной вместимости с конусным днища:

V_к.д = 0,2618 ·f· D_вн²,

V_к.д = 0,2618 ·0,34· =0,4924 м³

где V_к.д – вместимость конусного днища, м³;

f – значение выпуклости днища, м;

D_вн – внутренний диаметр резервуара, м.
1.8 Определение отношения выпуклости днища к диаметру резервуара:

определяем вместимость конусного днища при высоте наполнения Н. По значениям , находят коэффициент заполнения сферическое днища К_с (приложение 6, ГОСТ 8.346-79). со сферическое днищем .

К_1с = 0 м³

К_с2 =0,014

К_с3=0,075

К_с4 =0,191

К_с5=0,359

К_с6=0,557

К_с7 =0,618

К_с8 =0,879

К_с9 =0,966

К_с10 =0,998

К_с11 =0,999

К_с12 =0,999

К_с13 =0,999

К_с14 =0,999

К_с15 =0,999

1.9 Определение вместимости со сферическое днища при высоте наполнения Н:

V_с = К_с · V_к.д,

где V_с – вместимость сферическое днища при данных высотах заполнения, м³;

К_с – коэффициент заполнения сферического днища;

V_с.д – вместимость сферического днища, м³.

V_с1 = 0м³

V_с2=0 м³

V_с3 =0,075 м³

V_с4 =0,191 м³

V_с5 =0,359 м³

V_с6 =0,557 м³

V_с7 =0,618 м³

V_с8 =0,879 м³

V_с9 =0,966 м³

V_с10 =0,998 м³

V_с11 =0,999 м³

V_с12 =0,999 м³

V_с13 =0,999 м³

V_с14 =0,999 м³

V_с15 = 0,999 м³

V_з = V_зц + 2·V_с,

где V_з – вместимость резервуара при данных высотах наполнения, м³;

V_зц – объем цилиндрической части при данных высотах наполнения, м³;

V_с – вместимость сферического днища при данных высотах наполнения, м³;

V_к – вместимость конусного днища при данных высотах заполнения, м³.

V_з1 = 0+2 м³

V_з2 = 0,7944+2 м³

V_з3 =2,1687+2 м³

V_з4 =3,834+2 м³

V_з5=5,656+2 м³

V_з6 =7,5415+2 м³

V_з7 =9,402+2 м³

V_з8=11,1196+2 м³

V_з9 =12,564+2 м³

V_з10 =13,926+2 м³

V_з11 =14,0098+2 м³

V_з12 =14,0098+2 м³

V_з13 =14,0098+2 м³

V_з14 =14,0098+2 м³

V_з15 = 14,0098+2 м³

Заполняем расчетную таблицу градуировки горизонтального резервуара 1 согласно полученным значениям.

Таблица 1 - Расчетная таблица градуировки горизонтального резервуара

Высота наполнения Н, см	Отношение высоты наполнения к диаметру резервуара, H/D	Цилиндрическая часть резервуара		Днище		Объем залитой части резервуара Vз, м3
		Кц	Vзц, м3	Кс	Vс, м3
0	0	0	0	0	0	0
250	0,1061	0,0567	0,7944	0,014	0,0068	0,808
500	0,2113	0,1548	2,1687	0,075	0,0396	2,2425
750	0,3184	0,2736	3,834	0,191	0,0940	4,022
1000	0,4246	0,4037	5,656	0,359	0,1995	6,005
1250	0,5307	0,5383	7,5416	0,557	0,2741	8,0897
1500	0,6369	0,6711	9,402	0,618	0,3043	10,016
1750	0,7403	0,793	11,1169	0,879	0,4328	11,985
2000	0,8492	0,8968	12,564	0,966	0,4904	13,544
2250	0,9554	0,984	13,926	0,998	0,4914	14,9088
2500	1,0615	0,9999	14,0098	0,999	0,4919	14,9936
2750	1,1677
3000	1,2773
3250	1,3800
3500	1,4861

2 Определение типа резервуара

Полученные данные позволяют определить тип резервуара: это резервуар горизонтальный со сферическим днищем.

3 Определение уклона резервуара

Имеются следующие исходные данные:

• 
  Расстояние от точки измерения до середины резервуара i = 1648 мм;
  
• 
  Измерения высоты льда в двух точках резервуара:  =26 мм,  = 38 мм.
  

3.1 Определение уклона оси резервуара:

,

мм

где a – уклон оси резервуара;

Н₁ и Н₂ – высота льда в двух точках, мм;

L – длина резервуара, мм.

 = ±a · I,

I – расстояние от точки измерения до середины резервуара.

3.2 Определение поправки на уклон:



м³

где – поправка на уклон;

a – уклон оси резервуара;

L – длина резервуара, мм.

3.3 Определение высоты взлива с учетом поправки на уклон:

мм

где – высота взлива с учетом поправки на уклон, мм;

– высота взлива, мм;

– поправка на уклон.

4 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 (рис. 2).



Рисунок 2 - Метршток

При измерении уровня открывают герметично 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.

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

ВТП – ВТФ =14

5 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:

1. 
   прямой метод измерения массы с помощью весов или массовых расходомеров (счетчиков) (рис.3);
   

Рисунок 3 – Общий вид счетчика (расходомера)

2. 
   косвенные методы: объемно-массовый и гидростатический.
   

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

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.

Применение объемно-массового метода сводится к измерению объема V и плотности  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. 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.

При использовании гидростатического 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.

Массу отпущенного (принятого) продукта при использовании гидростатического метода можно определить, 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.

Пределы относительной погрешности методов измерения массы должны быть не более:

1. 
   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;
  

2. 
   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;
  

3. 
   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;
  

4. 
   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%

6 Описание порядка и метода определения плотности светлых нефтепродуктов

Определение плотности может осуществляется ареометром (рис.4). 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 4 – Ареометр
Порядок проведение испытания.

1. 
   Цилиндр для ареометра 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.
   
2. 
   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.
   
3. 
   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.
   
4. 
   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.
   

Метод определения плотности пикнометром 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.

7 Описание технологии отбора проб горючего

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.

Для отбора проб применяются переносные пробоотборники заводского изготовления, имеющие заземляющий проводник (рис.5).



Рисунок 5 - 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;
  
• 
  арбитражные.
  

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.