РГР-8-Majdi. Взам инв. Подп и дата

• Название: Взам инв. Подп и дата
• Дата: 19.06.2022
• Размер: 407.64 Kb.
• Имя файла: РГР-8-Majdi.docx
• Тип: Документы; #602921

Взам. инв. №
Подп. и дата
Инв. № подл.
								УлГТУ-РГР-Б-210301-08-21	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 =2350 мм;
  
• 
  Длина наружная = 3230 мм;
  
• 
  Толщина стенок резервуара b = 5 мм;
  
• 
  Высота взлива =1806 мм;
  
• 
  Высотный трафарет постоянный ВТП = 2336 мм;
  
• 
  Высотный трафарет фактический ВТФ =2314 мм.
  

Рисунок 1 - Резервуар горизонтальный с конусным днищем

1.1 Определение внутренней длины горизонтального резервуара:

L_вн = L_н – 2b

L_вн = 3230 – 2(5)=3220 мм

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 = 2350 – 2(5)=2340 мм

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 =} ( · ) · 3220=13,846 м

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.

0мм

=0,0254мм

=0,07241мм

=0,13348 мм

=0,2041мм

=0,2861мм

=0,3745 мм

=0,4292 мм

=0,57186 мм

=0,6784 мм

=0,8067 мм

=0,9123 мм

=1,0337 мм

=1,1550 мм

1,2960 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 =0,0254 мм

К_ц3 = 0,0096 мм

К_ц4 =0,0147 мм

К_ц5 =0,0207 мм

К_ц6 = 0,0259 мм

К_ц7 =0,0271 мм

К_ц8 =0,0310 мм

К_ц9 =0,0413 мм

К_ц10 =0,0490 мм

К_ц11 =0,0580 мм

К_ц12 =0,0650 мм

К_ц13 =0,07466 мм

К_ц14 =0,08320 мм

К_ц15 =0,09360 мм

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 м³

V_зц2 = 0,0254 м³

V_зц3 = 0,07241 м³

V_зц4 =0,13348 м³

V_зц5 = 0,2041 м³

V_зц6 = 0,2861 м³

V_зц7 = 0,3745 м³

V_зц8 = 0,4292 м³

V_зц9 = 0,57186 м³

V_зц10= 0,6784 м³

V_зц11 = 0,8067 м³

V_зц12 = 0,9123 м³

V_зц13 = 1,0337 м³

V_зц14 = 1,1550 м³

V_зц15 = 1,2960 м³

1.7 Определение полной вместимости с конусным днища:

V_к.д = 0,2618 ·f· D_вн²,

V_к.д = 0,2618 ·380· 2340²=99,484 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 конусного днища К_к (приложение 6, ГОСТ 8.346-79). с конусным днищем .

К_к1 = 0 м³

К_с2 =0,0125

К_с3=0,001

К_с4=0,002

К_с5 =0,003

К_с6 =0,005

К_с7 =0,007

К_{с8 =}0,012

К_{с9 =}0,0130

К_{с10 =}0,0210

К_с11 =0,030

К_{с12 =}0,0310

К_{с13 =} 0,0410

К_{с14 =}0,0430

К_с15 = 0,0510

1.9 Определение вместимости с конусным днища при высоте наполнения Н:

V_к = К_к · V_к.д,

где V_к – вместимость конусного днища при данных высотах заполнения, м³;

К_с – коэффициент заполнения сферического днища;

V_к.д – вместимость конусного днища, м³.

V_с1 =0 м³

V_с2 =0,0013 м³

V_с3 =0,0045 м³

V_с4 =0,00091 м³

V_с5 =0,0013 м³

V_с6 =0,0022 м³

V_с7 =0,00852 м³

V_с8 =0,00549 м³

V_с9 =0,0059 м³

V_с10 =0,0062 м³

V_с11 =0,0074 м³

V_с12=0,00821 м³

V_с13 =0,0085 м³

V_с14=0 ,0086 м³

V_с15 =0,0096 м³

V_з = V_зц + 2·V_к,

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 м³

V_з2 = 0,0254 м³

V_{з3 =}0,07241 м³

V_{з4 =} 0,13348 м³

V_{з5 =}0,2041 м³

V_{з6 =}0,2861 м³

V_{з7 =}0.3745 м³

V_{з8 =}0,4292 м³

V_{з9 =}0,57186 м³

V_{з10 =} 0,6784 м³

V_{з11 =}0,8067 м³

V_з12 =0,9123 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	Кк	Vк, м3
0	0	0	0	0	0	0
0	0	0	0	0	0	0
25	0,0106	0,0254	0,0254	0,0125	0,00015	0,0254
50	0,0123	0,00523	0,07241	0,001	0,00045	0,0724
75	0,0320	0,0096	0,13348	0,002	0.00091	0,1624
100	0,0427	0,0147	0,2041	0,003	0,0013	0,2222
125	0,0537	0,0207	0,2861	0,005	0,0022	0,2454
150	0,0641	0,0271	0.3745	0,007	0,00052	0,2500
175	0,0757	0,0310	0,4292	0,012	0,00549	0,2670
200	0,0854	0,0413	0,57186	0,0130	0,0059	0,2890
225	0,0961	0,0490	0,6784	0,0210	0,0096	0,3789
250	0,108	0,0580	0,8067	0,030	0,0098	0,3890
275	0,1175	0,0650	0,9123	0,0310	0,0106	0,4097
300	0,1280	0,07466	1,0337	0,0410	0,0178	0,5021
325	0,1380	0,08320	1,1550	0,0430	0,0185	0,6027

2 Определение типа резервуара

Полученные данные позволяют определить тип резервуара: это резервуар горизонтальный с сферечиским днищем)

3 Определение уклона резервуара

Имеются следующие исходные данные:

• 
  Расстояние от точки измерения до середины резервуара ;
  
• 
  Измерения высоты льда в двух точках резервуара: = 22 мм, = 37 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 =2336-2314=22 мм

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.