Контрольная работа: Описание технологии отбора проб горючего

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

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

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: