Добавил:
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз: Предмет: Файл:
2378.pdf
Скачиваний:
44
Добавлен:
07.01.2021
Размер:
6.72 Mб
Скачать

Предельная погрешность определения массы нефтепродукта составляет 0,5% (наибольшая суммарная масса взвешиваемых цистерн в составе до 2000 т).

Значение результата измерений округляется до того же разряда,

что и значение абсолютной погрешности.

 

 

 

 

 

 

 

С

 

 

 

 

 

Ι 0,2 т,

Например, если абсолютная погрешность составляет

то результат округляется до десятых долей тонны,

если Ι

8 т, то

результат округляется до целых значений тонн и т.д.

 

 

 

 

 

 

вместимости

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3.3. Объемно-массовый метод измерений

 

 

 

 

 

Эт

 

методом определяется

масса

нефтепродукта

 

по

его

объему

 

плотности.

О ъем

нефтепродукта

находится

из

 

боры

 

 

 

 

 

 

 

градуировочных та л ц по измеренному уровню в резервуарах,

железнодорожных ц стернах,

танках судна или по полной

 

 

указанных емкостей. Объем можно также измерять

счетчиком ж дкости [3].

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Пр

 

средства измерения

 

 

 

 

 

 

 

 

Объем нефтепродуктов определяется в стационарных

резервуарах,

транспортных

средствах

и

технологических

трубопроводах, отградуированных в соответствии с требованиями

нормативно-технических документов.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

РД

 

 

Резервуары стальные вертикальные стационарные (РВС) со

стационарными и плавающимиАкрышами и понтонами вместимостью

от 100 до 50 000 м3 должны быть отградуированы по ГОСТ 8.380–80

(с учетом последующих изменений и дополнений). Резервуары

вертикальные цилиндрические железобетонные со сборной стенкой

вместимостью от 30 до 30 000 м3

– по

И

50-156-79, резервуары

стальные

горизонтальные

вместимостью

от 5 до 100

м

3

 

по

ГОСТ 8.346–79 (с учетом последующих изменений).

 

 

 

 

 

 

Технологические трубопроводы для

нефтепродуктов

должны

градуироваться согласно «Методическим указаниям по определению вместимости и градуировке трубопроводов нефтебаз. Геометрический метод».

Градуировочные таблицы береговых резервуаров на перевалочных водных и водно-железнодорожных нефтебазах при перевозке нефтепродуктов водным транспортом должны быть утверждены территориальными органами Госстандарта, а остальных резервуаров и технологических трубопроводов – территориальным

12

(областным) управлением или госкомнефтепродуктом союзной республики [3].

После каждого капитального ремонта и вызванного в связи с этим изменения вместимости резервуара, но не реже 1 раза в 5 лет

должна проводиться повторная градуировка резервуара.

 

С

 

 

 

 

 

 

 

После оснащения резервуара внутренним оборудованием

градуировочная таблица должна быть пересмотрена и заново

утверждена в установленном порядке.

 

 

 

 

Граду ровочные

таблицы

на

трубопроводы

должны

градуировочные

изменении

схемы

трубопровода,

пересматр ваться

при

 

протяженности ли д аметра отдельных его участков, но не реже 1 раза в 10 лет. Также не реже 1 раза в 10 лет должны пересматриваться

 

 

та л цы на резервуары железобетонные.

К

бА

 

ровочной та лице должны быть приложены [3]:

акт

 

протокол определения размеров резервуара;

акты

змерен й азовой высоты и неровностей днища (формы

акта и протокола пр ведены в ГОСТ 8.380–80); данные о массе понтона и уровне его установки от днища

резервуара; таблица средних для значений вместимости дробных частей

для сантиметра каждого пояса резервуара.

В градуировочной та лице указывают величины, на которые

На каждом резервуаре должнаДбыть нанесена базовая высота (в местный трафарет) – расстояние от днища резервуара до верхнего среза кромки измерительного люка. Базовая высота измеряется ежегодно.

внесены поправки при ее расчете.

Для проведения градуировки и составления таблиц должен привлекаться специально обученный персонал. Организации, проводящие градуировку, должны быть зарегистрированы в органах

Госстандарта и иметь право на проведение таких работ. И

Поправку на вместимость вертикального резервуара за счет

неровностей днища (коррекцию) необходимо определять ежегодно для вновь введенных резервуаров и не реже 1 раза в 5 лет – эксплуатируемых 5 и более лет, одним из методов, указанных в ГОСТ 8.380–80.

Базовая высота и неровности днища вертикального резервуара, уклон корпуса горизонтального резервуара измеряются ведомственной метрологической службой. Результаты измерений

13

оформляются актом, который утверждается руководством предприятия, организации нефтепродуктообеспечения.

Объем нефтепродукта в автомобильных цистернах определяется по полной их вместимости или по показаниям объемного счетчика.

Вместимость

автоцистерны

должна

устанавливаться

С

 

 

 

заводом-изготовителем и периодически проверяться органами Росстандарта.

Объем нефтепродукта в автоцистерне, заполненной до указателя уровня (р с. 3.5), определяется по свидетельству, выданному

альными органами Госстандарта (рис. 3.6).

 

территор

 

 

 

бА

 

 

 

Д

Рис. 3.5. Указатель уровня наполнения цистерны (уголок тарировочный)

Вместимость

железнодорожных

Ицистерн должна

устанавливаться путем индивидуальной градуировки каждой

цистерны.

 

 

 

 

До осуществления индивидуальной градуировки допускается

устанавливать

вместимость

по

«Таблицам

калибровки

14

железнодорожных цистерн», составленным расчетным методом по чертежам на каждый тип цистерн.

В железнодорожных цистернах объем нефтепродуктов определяется по градуировочным таблицам, составленным на каждый сантиметр высоты. Среднее значение вместимости дробных частей

Ссантиметра вычисляется расчетным путем [3].

и бА

Рис. 3.6. СвидетельствоДо поверке автоцистерны

Определение количества нефтепродуктовИпри приеме и наличии нефтеналивных судов должно производиться по измерениям в резервуарной емкости нефтебазы (при длине береговых трубопроводов до двух километров) или по измерениям в танках нефтеналивных судов с использованием их градуировочных таблиц (при протяженности береговых трубопроводов более двух километров).

Уровень нефтепродукта должен измеряться рулетками, метроштоками (рис. 3.7) или уровнемерами. Техническая характеристика средств измерений приведена в табл. 3.2.

15

С

 

 

 

 

 

 

Рис

 

 

 

 

 

 

. 3.7. Метрошток МШТм

 

 

 

 

 

Средства измерений

 

Таблица 3.2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Средства измерений

Стандарт

Пределы

 

Погрешность

 

 

измерений

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Д

 

Рулетки с грузомбА2-го 0–10 м,

Согласно

 

 

ГОСТ 7502-80 для

 

 

или 3-го класса точности

ГОСТ 7502–80

0–20 м

 

2-го и 3-го класса

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

точности

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

По всей длине ± 2 мм;

 

 

Метроштоки типа МШР

 

И

 

 

и составные типа МШС

ГОСТ 18987–73

0–2200 мм

от начала до середины

 

 

 

 

 

 

шкалы 1 мм

 

 

 

 

0–14 м,

 

Согласно

 

 

Уровнемеры

ГОСТ 15983–81

0–20 м

 

ГОСТ 15983–81

 

 

 

 

 

 

± 4 мм

 

При учетно-расчетных операциях запрещается пользоваться средствами измерения уровня, не прошедшими госповерку или аттестацию в органах Госстандарта в соответствии с ГОСТ 8.001–80

или ГОСТ 8.326–78.

Для измерения уровня подтоварной воды применяются водочувствительные ленты или пасты (рис. 10.4). Ленты

16

прикрепляются, а пасты наносятся тонким слоем с двух сторон на груз рулетки или метрошток.

С

 

 

 

 

иР с. 3.8. Водочувствительная паста Владыкина

 

 

АН

 

Ленты должны храниться в плотно закрытых футлярах,

пересыпанные мелом или тальком, а паста – в закрытых банках.

Пасты применяютсябглавным о разом для измерения подтоварной

воды в светлых нефтепродуктах.

 

 

Плотность в ото ранных пробах определяется ареометрами

стеклянными типа

 

Д

 

или НТ-1

по ГОСТ 18481–81

(рис. 3.9),

имеющими погрешность измерений ± 5 кг/м3, или гидростатическими

весами. Цилиндры

стеклянные

для ареометров

должны

соответствовать этому стандарту. В трубопроводе плотность нефтепродукта может измеряться автоматическими измерителями плотности, допущенными к применениюИГосстандартом и обеспечивающими погрешность измерения не более ±0,1% [3].

Температура нефтепродуктов должна измеряться термометрами ртутными стеклянными лабораторными ТЛ-4 группы 4Б № 1 и 2.

Измерять среднюю температуру нефтепродукта в резервуарах можно с помощью термометров сопротивления (рис. 3.10). Погрешность средств измерения температуры не должна превышать ±0,5 °С.

17

Си

бАРис. 3.9. реометр Д И

Рис. 3.10. Термометр сопротивления

18

Проведение измерений

Уровень нефтепродуктов в резервуарах можно измерить линейкой, с грузом или уровнемерами с местным отсчетом или дистанционной передачей показаний на пульт в операторную. При этом показания необходимо считывать с точностью до 1 мм и место касания груза о стенки резервуара должно быть горизонтальным и жестким. При измерении в зональных резервуарах нижний конец метроштока ли груза ленты должен попадать на нижнюю

образующую резервуара. Стабильность при отсчете контролируется

базовой высотой. В случае изменения лентой высоты необходимо

выясн ть пр ч ну этого изменения.

С

 

Уровень нефтепродукта необходимо измерять с помощью

измер тельной

ленты

грузом или метроштока, которые следует

опускать медленно, не допуская волн на поверхности нефтепродукта

и ударов о стенки резервуара. Лента рулетки должна находиться все

время в намотанном

, а метрошток – в строго вертикальном

состоянии

положен . Измерен я

проводят при установившемся уровне

нефтепродукта

отсутствии волн [3].

Показания рулетки или метроштока отсчитываются от 0,1 до

1 мм сразу по появлении смоченной части рулетки.

Если расхождения превышают 1 мм, измерения необходимо

повторить.

 

 

необходимобАпротереть мягкой тряпкой насухо.

Отсчет уровня подтоварнойДводы необходимо проводить с точностью до 1 мм. Размытая грань свидетельствует об отсутствии резкой границы между водой и нефтепродуктом и наличии водоэмульсионного слоя.

Ленту рулетки или метрошток до и после измерений

При измерении уровня подтоварной воды водочувствительный слой ленты или пасты в течение 2–3 мин полностью растворяется и

резко выделяется грань между слоями воды и нефтепродукта. И

Если грань обозначается на ленте или пасте с противоположных сторон груза рулетки или метроштока на разной высоте, то измерения должны быть повторены.

При измерении уровня нефтепродукта в горизонтальных резервуарах необходимо вносить поправку на уклон резервуара по

формуле

 

Δh n ,

(3.1)

19

где n – уклон оси резервуара; –

расстояние от точки измерения

уровня до середины резервуара, мм; знак () – если уклон в сторону

люка; знак (+) – если уклон от люка.

 

 

 

 

Допустимый уклон резервуара не более 1:1000.

 

 

Пример. В резервуаре V= 75 м3

расстояние от измерительного

С

 

 

 

 

 

люка до середины резервуара = 3870 мм. Уклон резервуара в

сторону измерительного люка 1:200, откуда n =0,005.

 

 

Измерены уровни: воды h = 35 мм;

 

 

нефтепродукта

воды h общий = 3200 мм.

 

 

Поправка на уклон ∆h= n· = –3870 · 0,005 = –19 мм.

 

 

Исправленный уровень:

 

 

 

 

воды

hu

=35 – 19 = 16 мм;

 

 

 

 

 

в

 

 

 

 

 

 

 

бА

 

 

нефтепродукта

воды о щий hu

= 3200 – 19 = 3181 мм.

 

 

 

 

 

в

 

 

 

Уровень

нефтепродукта

и

подтоварной

воды

в

железнодорожныхиц стернах измеряется метроштоком через

горлов ну

котла

ц стерны в двух противоположных точках

горлов ны по оси ц стерны. При этом необходимо следить за тем, чтобы метрошток опускался на нижнюю образующую котла и не попадал в углу ления для нижних сливных приборов. Уровень следует отсчитывать до 1 мм.

В автоцистерны нефтепродукт следует наливать до планки, установленной в горловинеДкотла цистерны на уровне, соответствующем номинальной вместимости или по заданной дозе согласно показаниям объемного счетчика. Плотность нефтепродуктов

в резервуарах и транспортных средствах определяется по отобранным пробам, в трубопроводе измеряется автоматическими плотномерами или по отобранным пробам. Плотность отсчитываетсяИдо четвертого

знака.

Из резервуаров и транспортных средств пробы отбираются в соответствии с ГОСТ 2517–85. В стационарных резервуарах для отбора проб должны применяться сниженные пробоотборники по Р 50194–92 или ручные пробоотборники по ГОСТ 2517–80.

Для отбора точечных проб пробоотборник опускается на заданный уровень и выдерживается в течение 5 минут.

При наливе автоцистерн на нефтебазах для определения плотности продукта из резервуаров следует отбирать пробы нефтепродукта через каждые два часа.

20

Температура нефтепродуктов определяется в течение 1–3 минут после извлечения каждой точечной пробы или в средней пробе отобранным сниженным пробоотборником. Термометр необходимо погружать в нефтепродукты на глубину, указанную в техническом паспорте на данный термометр, и выдерживать в пробе 1–3 минуты до принятия столбиком ртути постоянного положения [3].

Температуру отсчитывают по термометру, не вынимая его из

нефтепродукта.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Температура

нефтепродукта

вычисляется

как

среднее

арифмет ческое температур точечных проб, взятых в соотношении,

принятом для составления объединенной пробы по ГОСТ 2517–85.

С

ъединенная

проба

 

нефтепродукта

из

Напр мер:

 

 

резервуара от ирается с трех уровней: верхнего,

среднего

жнего

смешивается в соотношении 1:3:1.

 

 

В этом случае средняя температура нефтепродукта вычисляется

вертикального

 

 

 

 

 

 

 

 

 

tср=tв 3tc

tн ,

 

 

 

 

(3.2)

 

 

5

 

 

 

 

 

 

 

где tв

температура точечной

пробы

верхнего

слоя,

°С;

tc – температура точечной про ы среднего слоя, °С; tн

– температура

точечной пробы нижнего слоя, °С.

 

 

 

 

 

 

 

При дистанционном измерении средней температуры

 

бА

 

 

 

нефтепродукта в резервуаре термометрами сопротивлений

температуры в пробах не измеряются.

 

 

 

 

 

 

 

Объединенная проба из горизонтального цилиндрического

резервуара диаметром более 2500 мм отбирается с трех уровней:

верхнего, среднего и нижнего и смешивается в соотношении 1:6:1.

 

 

 

Д

 

Средняя температура вычисляется

 

 

 

 

 

 

 

tср =

tв 6tc tн

.

 

 

 

 

(3.3)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

8

 

 

И

 

 

 

 

 

 

Объединенная проба из горизонтального цилиндрического резервуара диаметром менее 2500 мм независимо от степени заполнения, а также из горизонтального цилиндрического резервуара диаметром более 2500 мм, заполненного на высоту до половины диаметра и менее, отбирается с двух уровней: середины и низа и

21

смешивается в соотношении 3:1, а температура рассчитывается по формуле

С

 

ср =

3 с +

н

.

 

 

(3.4)

нефтепродукта

4

по

отобранным

пробам

Плотность

определяется

в

лаборатории на

месте

отбора

проб

по

ГО Т 3900–47. При определении плотности на месте отбора проб

площадка для проведения измерений должна быть ровной,

ли

 

осадков, солнечной радиации

горизонтальной, защ щенной от ветра,

кожухом

друг ми устройствами [3].

 

 

 

 

 

 

Процесс

змерения нефтепродуктов

объемно-массовым

бА

 

в

методом может

ыть

автоматизирован

путем применения

резервуарах

змер тельных установок,

а при наливе транспортных

средств – автомат

ческ

х систем налива с использованием счетчиков,

автомат ческ х плотномеров, о ъединенных в систему измерения массы нефтепродукта.

Масса принятого (отпущенного) нефтепродукта в резервуарах с

понтонами или плававшими крышами определяется с учетом массы понтона (плавающей крыши) и его положения в резервуаре. Для этого необходимо знать, на каком уровне начинает всплывать понтон или плавающая крыша. Масса понтона или плавающей крыши определяется по рабочим чертежам, прикладываемым к градуировочной таблице.

начала и до конца всплытия зависитДот конструкции покрытия и диаметра резервуара. При эксплуатации следует избегать измерений нефтепродуктов в этой зоне, т.к. это ведет к большим погрешностям при определении массы нефтепродукта.

При заполнении резервуара нефтепродуктом отдельные части

понтона (плавающей крыши) всплывают неодновременно. Зона от И

При определении количества нефтепродуктов в резервуарах с понтонами или плавающими крышами должны вноситься поправки в соответствии с ГОСТ 8.380–80.

При приемке и отпуске нефтепродуктов необходимо помнить:

если до начала измерения покрытие находилось в плавающем состоянии, а по окончании – на опорных стойках (или наоборот), то поправка на покрытие вносится на тот момент, когда оно находится в плавающем состоянии;

22

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]