3 Определение типа резервуара

Полученные данные позволяют определить тип резервуара №7: это Р-15 (резервуар горизонтальный стальной наземного расположения, объемом 15 ).

4 Определение уклона резервуара

Для этого воспользуемся следующими данными и формулами:

• Расстояние от точки измерения до середины резервуара I = 3352 мм;

• Измерения высоты взлива льда в двух точках резервуара

= 12 мм и = 28 мм.

Основные формулы:

= ±a · I, (7)

где а – уклон оси резервуара;

I – расстояние от точки измерения до середины резервуара.

а = , (8)

где l – длина резервуара.

Схема резервуара с учетом уклона :

Рисунок 2 - Схема резервуара с учетом уклона

Рассчитаем уклон оси резервуара:

a = ==0,004853;

а также саму поправку на уклон:

=±a · I = ±0,004853 · 3352 ≈ 16 мм.

Рассчитаем высоту взлива с учётом поправки на уклон:

Н = Н_г+=1974+16=1990 мм.

5 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 метрошток для измерения уровня топлива и воды, который представляет собой длинную металлическую линейку. При измерении уровня открывают герметически закрытый направляющий трубопровод для метроштока и опускают туда метрошток. Направляющий трубопровод (замерная, зондовая труба) обеспечивает вертикальное направление метроштоку. 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.

Постоянное автоматическое измерение уровня топлива. Уровнемеры

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 = 2231 - 2204 = 27 мм

Также по таблице 2 определим и объем льда, и общий объем по уровню взлива с учётом поправки на уклон:

V_г =V_общ -V_л =12,97338 – 0,02956 = 12,94382 м³

6 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);

2. 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:

₌ · , (9)

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 = , (10)

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 (9) рассчитаем массу бензина А-92 плотностью 772 кг/:

m_г = 12,94382 772 = 9992,63 кг ≈ 9,99 т.

Нормы погрешности методов измерений.

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 бензина до 100 т объемно-массовым статическим

метод, погрешность измерений будет ±0,8%