2.2.2. Порядок определения вместимости и градуировки горизонтального резервуара. И руководящие документы.

Результаты определения вместимости и градуировки офор­мляют градуировочной таблицей, которую утверждает руководитель или главный инженер пред­приятия.

____________

ПРИЛОЖЕНИЕ /

Обязательное

ОПИСЬ ДЕФОРМАЦИЙ РЕЗЕРВУАРА №______________

4. 1.Разность диаметров, мм:

в одном ссчсиии (овальность)

в разных сечениях {конусность и бочкообразность)

2. 2.Непрямолннейность образующей цилиндра

(излом образующей) _____ мм

3. 3.Размеры каждой выпучины или вмятины, мм:

диаметр ___________

стрелка прогиба ____________

4 Уклон оси резервуара

Председатель комиссии

(ПОДПИСЬ)

Члены

(подписи)

«______»________________201___г

ГОСТ 8346—79

ПРИЛОЖЕНИЕ

Обязательное

ТАБЛИЦА ИСХОДНЫХ ДАННЫХ РЕЗЕРВУАРА №___

• 1.Внутренним диаметр ______________ мм

• 2.Длина цилиндрической части __________________ мм

3. Выпуклость дниша или высота конуса ___________ мм

4. Глубина заложения горловины ______________ мм

5. Объем внутренних деталей __________________ м³

Председател ь комиссии _____________________________

(ПОДПИСЬ)

Члены _______________________________________________________

(ПОЛПИСИ)

«______» _________________________________________ 201___ г.

Раздел 3. Расчеты и методика их проведения. Анализ полученных результатов.

3.1. Структура мероприятий необходимых для решения возникших проблем. Порядок проведения сервисных работ на планируемый результат.

1. Определение внутренних размеров резервуара

с плоскими днищами по наружному измерению:

Данные наружного измерения:

Наружная длинна L_н=3223 мм; наружный диаметр D_н=2368 мм, толщина стенок δ =4 мм.

L_вн = L_н - 2δ =3223– 2 х 4=3215 мм;

D_вн = D_н - 2δ =2368 - 2 х 4=2360 мм.

со сферическими и конусными днищами смотри: ГОСТ 8.346-79.

2. Определить вместимость цилиндрической части резервуара:

V_{ц =} (πD²_вн /4) L_вн =(3,14·2,36²/4) ·3,215 = 14,06 м³.

3. Определить объем внутренних деталей резервуара:

А) натуральный объем: с помощью штангенциркуля и линейки;

Б) по рабочим чертежам.

4. Определение деформаций резервуара и составление их описи (Приложение 1).

5. Определить объем горючего в резервуаре со льдом:

а) определяем по метрштоку высотный трафарет фактический (ВТФ):

Н _ВТФ = 2210 мм

б) определяем высотный трафарет постоянный (ВТП) (он замаркирован на крышке горловины резервуара):

Н _ВТП = 2224 см

в) определяем высоту уровня льда в резервуаре:

Н_л = Н _ВТП - Н_ВТФ = 2224 – 2210 = 14 мм

г) определяем высоту взлива нефтепродукта (Н_г):

Н_г = 1974 мм

6. Определить уровень горючего (высоты налива).

Производится метрштоком не менее чем в двух точках, находящихся на осевой линии горизонтального резервуара.

При определении объема горючего в резервуарах наибольшее затруднение возникает при наличии подтоварной воды или льда. При этом необходимо учитывать высотный трафарет постоянный (ВТП) и высотный трафарет фактический (ВТФ), т.е. расстояния от среза замерного люка до нижней внутренней образующей резервуара и до слоя льда соответственно (рис. 2).

Рис. 2. Схема измерения высотных трафаретов.

Замер высоты налива горючего производится в следующей последовательности:

• Определяется общая высота налива Н_общ (горючее + лед);

Н_общ = 1960 мм

• Определяется (при наличии) высота слоя льда Н_л;

Н_л= 14мм

• Определяется высота налива горючего Н_г = Н_общ - Н_в(л).

Н_г =1974 мм

Для определения в резервуаре воды на нижнюю часть метрштока (обычно до 10 см) наносится слой водочувствительной пасты, которая при воздействии воды меняет свой цвет.

Метршток опускают в нефтепродукт осторожно на несколько секунд, чтобы не потревожить его поверхность, иначе измерение может быть неверным, а затем медленно поднимаем.

Высота налива в каждом резервуаре замеряется с точностью до 1 мм и не менее двух раз. При этом если, разница в отсчетах более 1 мм, замер повторяют и из 2-3^х наиболее близких отсчетов берут среднее значение и записывают его в ведомость замеров.

7. Определение поправки на уклон резервуара (если он есть) (Акт на уклон резервуара Приложение 2):

Δh = ± а·l

Где а – уклон оси резервуара (рис. 1);

l – расстояние от точки измерения до середины резервуара, мм;

знак (+) – если уклон в сторону люк;

знак (-) – если уклон от люка;

а =( Н₁ - Н₂ ) /L,

где L – длина резервуара (или расстояние между точками измерения уровня воды);

Н₁ и Н₂ – измерения высоты взлива воды в двух точках резервуара, необходимые при определении поправки на уклон.

а = (0,014-0,028)/3,215= -0,004

Δh= ± 1345·0,004= -5,4

Так как уклон резервуара в сторону измерительного люка, Δh - поэтому значение отрицательное.

Исправление уровня: Н_общ=1974-5= 1969 мм;

Н_в(л)=14-5= 9 мм

Рис. 1. Измерение уклона резервуара.

8. Найти значение Н_г/D_вн с точностью до четвертого знака.

Н_г/D_вн = 1974/2360 = 0,8364

9. По таблице приложения 4 ГОСТ 8.346-79. «Резервуары стальные горизонтальные. Методы и средства поверки», для этого отношения определить коэффициент заполнения цилиндрической части резервуара К_ц

К_ц = 0,89334

Определяем объем горючего со льдом в резервуаре:

V_г(л) = V_ц К_ц =17,8962*0,89334= 15,987 м³.

10. Определяем по градуировочной таблице объем льда:

V_(л) = 0,015 м³.

11. Определяем объем горючего в резервуаре:

V_г = 15,987 -0,015 =15,972 м³.

Погрешность при замерах горючего в резервуарах вместимостью до 100 м³ составляет ± 0,8 % и более 100 м³± 0,5 %.

12. Определяем плотность горючего в соответствии с ГОСТ 3900 – 85 «Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности».

Для отбора проб и определения плотности горючего применяют следующие приборы:

• Пробоотборники (переносные или стационарные);

• Мерный цилиндр;

• Нефтеденсиметр (ареометр).

Инвентарь для проб и посуда должны быть чистыми и сухими. Перед применением их ополаскивают нефтепродуктом, отбираемым для пробы из соответствующей емкости.

Для определения плотности (ρ) отобранную пробу наливают в стеклянный мерный цилиндр для нефтепродукта, в который осторожно опускают чистый и сухой нефтеденсиметр, держа его за верхний конец. После того как нефтеденсиметр установится и прекратятся его колебания, производят отсчет по верхнему краю мениска (как для ЛВЖ, так и для ГЖ). При отсчете глаз должен находиться на уровне мениска.

Отсчет по шкале нефтепродукта измеряют или термометром нефтеденсиметра, или дополнительным термометром. Погрешность средств измерения температуры не должна превышать ± 0,5ºС. Данные плотности и температуры записываются в ведомость замеров нефтепродуктов в резервуаре.

М_г = V_г ·ρ = 15,972 м³ х 834 кг/м³ = 13320кг

Выбор нефтеденсиметров осуществляется в соответствии с таблицами 1, 2, 3 и 4:

Таблица 1.

Применяемые ареометры по плотности

Диапазон измерения, кг/м3	Измеряемый продукт
650 – 710	Бензин 76 (лето)
710 – 770	Бензин 76 (зима)
770 – 830	Бензин 92-93 (зима, лето)
830 – 890	Дизельное топливо (зима и лето)
890 – 910	Масла (лето)
910 - 990	Масла (зима)

Таблица 2.

Ареометры для нефтепродуктов АН

(применяются для измерения плотности)

Диапазон измерения плотности, кг/м3	Цена деления, кг/м3	Длина, мм
650 – 680	0,5	300
680 – 710	0,5	300
710 – 740	0,5	300
740 – 770	0,5	300
770 – 800	0,5	300
830 – 860	0,5	300
860 – 890	0,5	300
890 – 920	0,5	300
920 – 950	0,5	300
950 – 980	0,5	300

Таблица 3.

Ареометры для нефтепродуктов с термометром АНТ-1

(применяются для измерения плотности и температуры)

Диапазон измерения, кг/м3 Цена деления, кг/м3 Диапазон измерения температуры, ºС Цена деления, ºС Длина, мм 650 – 710 0,5 - 20 до + 45 1 500 710 – 770 0,5 - 20 до + 45 1 500 770 – 830 0,5 - 20 до + 45 1 500 830 – 890 0,5 - 20 до + 45 1 500 890 – 910 0,5 - 20 до + 45 1 500

Таблица 4.

Ареометры для нефтепродуктов с термометром АНТ-2

(применяются для измерения плотности и температуры)

Диапазон измерения, кг/м3	Цена деления, кг/м3	Диапазон измерения температуры, ºС	Цена деления, ºС	Длина, мм
670 – 750	0,5	- 20 до + 35	1	300
750 – 830	0,5	- 20 до + 35	1	300
830 – 910	0,5	- 20 до + 35	1	300
910 – 990	0,5	- 20 до + 35	1	300

13. Отбор проб горючего производят в соответствии с ГОСТ 2517 – 85 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора».

Точечные пробы горючего из горизонтального резервуара диаметром менее 2500 мм, независимо от степени заполнения, а также из горизонтального резервуара диаметром более 2500 мм, но заполненного до высоты, равной половине диаметра и менее, составляются смешением точечных проб, отобранных с двух уровней, в соотношении 3:1, а именно:

• Среднего – с середины высоты столба жидкости: 1040 мм

• Нижнего – на 250 мм выше нижней внутренней образующей резервуара: 262 мм.

Если в ходе взятия проб обнаружены несоответствия нормам, то в зимний период времени применяют фильтрацию, в летний – отстаивание нефтепродукта.

Заключение.

В ходе курсовой работы определены: тип, марка и вместимость резервуара (теоретические данные: Р-20, номинальная вместимость – 19,63 м³, предельная высота наполнения – 2210мм). А так же определены количество и качество нефтепродукта, находящегося в нем, через градуировку резервуаров геометрическим способом по известным данным наружных габаритов, которые стали известными в ходе измерений. Определён уклон резервуара, а так же объём нефтепродукта: ДТ с плотностью: ρ=834 кг/м³, который составил: V_г =17,8962 м³. Тип резервуара №29.

Отбор проб горючего произведён в соответствии с ГОСТ 2517 – 85 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора».

Точечные пробы горючего из горизонтального резервуара составляются смешением проб, отобранных с двух уровней, в соотношении 3:1, а именно:

• Среднего – с середины высоты столба жидкости: 1040 мм

• Нижнего – на 250 мм выше нижней внутренней образующей резервуара: 262 мм.

В ходе взятия проб обнаружены несоответствия нормам, которые были устранены при помощи фильтрации, так как инвентаризация проводилась в зимний период времени, и метод отстаивания нефтепродуктов не применим, было необходимо повысить качество нефтепродукта. Для этого использовались операции по смешению с более качественным продуктом того же сорта.

Данная курсовая работа отражает в полном объёме процесс контроля качества и количества нефтепродуктов на нефтебазе.

Список литературы:

1. «Резервуары стальные горизонтальные. Методы и средства поверки»

ГОСТ 8.346-79, г.Москва ;

2. «Инструкция по контролю качества горючего» Ульяновское высшее военно-техническое училище ;

3. Проектирование и эксплуатация нефтебаз и газохранилищ Едигаров С.Г. Бобровский С.А.

4. http://dwg.ru/dnl/187

5. 'Нефтепродуктообеспечение'/ Ф.А. Давлетьяров, Е.И. Зоря, Цагарели Д.В.// М.: ИЦ Математика, 1998. -662 с.

6. А.И. Животовский «Сборник градуировочных таблиц на резервуары и ж/д цистерны», г.Ульяновск 1998г. ;

46