ПРОЕКТИРОВАНИЕ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЬ 2 часть

СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

При измерении уровня подтоварной воды водочувствительный слой ленты или пасты в течение 2 – 3 мин полностью растворяется и резко вы- деляется грань между слоями воды и нефтепродукта.

Отсчет уровня подтоварной воды необходимо проводить с точно- стью до 1 мм. Размытая грань свидетельствует об отсутствии резкой гра- ницы между водой и нефтепродуктом и наличии водоэмульсионного слоя.

Если грань обозначается на ленте или пасте с противоположных сто- рон груза рулетки или метрштока на разной высоте, то измерения должны быть повторены.

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

Допустимый уклон резервуара не более 1:1000.

Уровень нефтепродукта и подтоварной воды в железнодорожных цистернах измеряется метрштоком через горловину котла цистерны в 2-х противоположных точках горловины по оси цистерны. При этом необхо- димо следить за тем, чтобы метршток опускался на нижнюю образующую котла и не попадал в углубления для нижних сливных приборов. Уровень следует отсчитывать до 1 мм.

В автоцистерны нефтепродукт следует наливать до планки, установ- ленной в горловине котла цистерны на уровне, соответствующем номи- нальной вместимости, или по заданной дозе согласно показаниям объем- ного счетчика. Плотность нефтепродуктов в резервуарах и транспортных средствах определяется по отобранным пробам, в трубопроводе измеряет- ся автоматическими плотномерами или по отобранным пробам. Плотность отсчитывается до четвертого знака.

Из резервуаров и транспортных средств пробы отбираются в соот- ветствии с ГОСТ 2517-85. В стационарных резервуарах для отбора проб должны применяться пробоотборники по Р 50194-92 или ручные пробоот- борники по ГОСТ 2517-80.

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

При наливе автоцистерн на нефтебазах для определения плотности продукта пробы из резервуаров следует отбирать через каждые 2 ч.

171

СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

Температура нефтепродуктов определяется в течение 1 – З мин после извлечения каждой точечной пробы или в средней пробе, отобранным нижним пробоотборником. Термометр необходимо погружать в нефтепро- дукты на глубину, указанную в техническом паспорте на данный термо- метр, и выдерживать в пробе 1 – З мин до принятия столбиком ртути по- стоянного положения. Температуру отсчитывают по термометру, не выни- мая его из нефтепродукта.

Температура нефтепродукта вычисляется как среднее арифметиче- ское температур точечных проб, взятых в соотношении, принятом для со- ставления объединенной пробы по ГОСТ 2517-85.

Например, объединенная проба нефтепродукта из вертикального ре- зервуара отбирается с трех уровней: верхнего, среднего и нижнего и сме- шивается в соотношении 1:3:1.

В этом случае средняя температура нефтепродукта вычисляется

где tв – температура точечной пробы верхнего слоя, ° С; tc – температура точечной пробы среднего слоя, ° С; tн – температура точечной пробы нижнего слоя, ° С.

При дистанционном измерении средней температуры нефтепродукта в резервуаре термометрами сопротивлений температуры в пробах не изме- ряются.

Объединенная проба из горизонтального цилиндрического резервуа- ра диаметром более 2 500 мм отбирается с 3-х уровней (верхнего, среднего и нижнего) и смешивается в соотношении 1:6:1.

Средняя температура вычисляется

Объединенная проба из горизонтального цилиндрического резервуара диаметром менее 2 500 мм независимо от степени заполнения, а также из го- ризонтального цилиндрического резервуара диаметром более 2 500 мм, за- полненного на высоту до половины диаметра и менее, отбирается с 2-х уровней (середины и низа) и смешивается в соотношении 3:1, а температу- ра рассчитывается по формуле

172

СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

Плотность нефтепродукта по отобранным пробам определяется в ла- боратории на месте отбора проб по ГОСТ 3900-47. При определении плот- ности на месте отбора проб площадка для проведения измерений должна быть ровной горизонтальной, защищенной от ветра, осадков, солнечной радиации кожухом или другими устройствами.

Процесс измерения нефтепродуктов объемно-массовым методом может быть автоматизирован путем применения в резервуарах измери- тельных установок, а при наливе транспортных средств – автоматических систем налива с использованием счетчиков, автоматических плотномеров, объединенных в систему измерения массы нефтепродукта.

Масса принятого (отпущенного) нефтепродукта в резервуарах с пон- тонами ила плававшими крышами определяется с учетом массы понтона (плавающей крыши) и его положения и 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 градировочной таблице.

При заполнении резервуара нефтепродуктом отдельные части понто- на (плавающей крыши) всплывают неодновременно. Зона от начала и до конца всплытия зависит от конструкции покрытия и диаметра резервуара. При эксплуатации следует избегать измерений нефтепродуктов в этой зо- не, т.к. это ведет к большим погрешностям при определении массы нефте- продукта.

2.1.3. Обработка результатов измерений

Масса нефтепродуктов Μ пр определяется по разнице масс в начале конце товарной операции (соответственно Μ1 и Μ 2 ) по формуле

уровня в начале и конце товарной операции, определенный по градировоч- ной таблице в соответствии с результатом измерения уровня продукта в емкости, м3;

ρtср – средняя плотность нефтепродукта при температуре измерения

уровня, кг/м3.

Объем нефтепродукта определяется вычитанием объема подтовар- ной воды из общего объема. Содержание воды в нефтепродукте (в процен-

173

СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

тах) определяется по ГОСТ 2477-65 и масса ее вычитается из массы нефте- продукта.

Для нефти, кроме наличия воды, определяется содержание хлори- стых солей (в процентах) по ГОСТ 21534-76 и механических примесей ГОСТ 6370-83.

Масса воды, солей и механических примесей вычитается из масс нефтепродуктов.

2.2. Массовый метод измерений

Этим методом измеряется масса нефтепродукта в таре и транспорт- ных средствах путем взвешивания на весах.

2.2.1. Средства измерения

Для взвешивания нефтепродуктов в таре применяются весы товар- ные общего назначения грузоподъемностью до 3 000 кг, шкальные и ци- ферблатные. Нефтепродукты в мелкой таре взвешиваются на настольных весах с пределами взвешивания от 5 до 20 кг.

Автоцистерны с нефтепродуктами взвешиваются на весах автомо- бильных стационарных и передвижных общего назначения грузоподъем- ностью от 10 до 30 т.

Взвешивание мазута в автоцистернах проводится по РД 50-266-81.

2.2.2. Проведение взвешивания

Масса взвешиваемых нефтепродуктов должна соответствовать гру- зоподъемности весов. Взвешивание грузов массой более Pmax или менее Pmin, установленных для данного типоразмера весов, не допускается. Вы- бор грузоподъемности весов должен обеспечить возможность взвешивания максимальных для данного пункта масс нефтепродуктов. Завышенная гру- зоподъемность весов увеличивает погрешность взвешивания. Для сниже- ния влияния внешних условий на погрешность измерений весовые устрой- ства должны быть защищены от ветра и осадков.

Масса нефтепродуктов определяется как разность между массой брутто и массой тары.

Взвешивание в таре может производиться поштучно и групповым способом, который применяется при отпуске односортных нефтепродуктов. Отсчеты на школьных и циферблатных весах ведут до 1 деления шкалы.

174

СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

Железнодорожные цистерны взвешиваются в соответствии с ГОСТ 8.424-81.

Масса нефтепродуктов в железнодорожных цистернах может опре- деляться как в одиночных цистернах, так и в составе в целом как слагаемое из одиночных цистерн.

В одиночных цистернах масса нефтепродуктов определяется как раз- ность измеренных масс груженой и порожней цистерны.

Взвешивание груженых цистерн без расцепки производится в соот- ветствии с ГОСТ 8.424-81.

Масса нефтепродукта определяется как разность между суммой из- меренных масс груженных цистерн и суммой масс порожних цистерн, ука- занных на трафаретах.

Масса нефтепродукта груженого состава на ходу определяется как разность между суммой измеренных масс всех цистерн в составе и суммой масс этих цистерн, указанных на трафаретах или определенных взвешива- нием тары.

Допустимая погрешность весов, число цистерн в составе и масса нефтепродукта в каждой цистерне приведены в табл. 11.3.

Предельная погрешность определения массы нефтепродукта состав- ляет ±0,5 % (наибольшая суммарная масса взвешиваемых цистерн в соста-

ве до 2 000 т).

Значение результата измерений округляется до того же разряда, что и значение абсолютной погрешности.

Например, если абсолютная погрешность составляет 1 = ±0,2 т, то результат округляется до десятых долей тонны, если 1 = ±8 т, то резуль- тат округляется до целых значений тонн и т.д.

2.3. Объемный метод измерений

Объемный метод является частью объемно-массового метода, т.к. измеряется только объем нефтепродукта.

175

СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

Объемный метод применяется на АЗС для учета нефтепродуктов.

2.3.1. Средства измерений

Для измерений объема используют топливораздаточные колонки по ГОСТ 9018-89, маслораздаточные колонки по ГОСТ 11537-81 и импорт- ные, параметры которых соответствуют требованиям этих стандартов.

Колонки должна поверяться по МИ 1864-88 и ГОСТ 8.220-76.

2.3.2. Проведение измерений

Объём нефтепродукта при заправке транспорта измеряется при дис- танционном и местном управлении колонками.

Для дистанционного управления применяются пульты, которые мо- гут управлять как одной колонкой, так и группой колонок. Объём нефте- продукта, отпущенный колонкой, фиксируется указателем суммарного счетчика.

Точность работы топливозаправочных колонок должна проверяться ежедневно при сдаче смен образцовыми мерниками второго разряда и фиксироваться в сменных отчетах.

Если погрешность колонки выходит за пределы, указанные в стан- дарте, то эксплуатировать такую колонку запрещается.

Погрешность колонки фиксируется в относительных единицах (про- центах) со знаком –, если колонка передает продукт, и знаком +, если про- дукт колонка недодает.

Лица, имеющие право на опломбирование колонок, назначаются приказом территориального (областного) управления или Госкомнефте- продукта союзной республики, их назначение согласовывается с террито- риальным органом Госстандарта. После окончания ремонта и пломбирова- ния топливораздаточной колонки вызывается государственный довери- тель, о чем в журнале учета ремонта оборудования делается соответст- вующая запись.

2.4. Гидростатический (пьезометрический) метод измерения

Масса нефтепродукта по этому методу определяется как произведе- ние разности давлений столба продукта (в начале и конце товарной опера- ции) и средней площади сечения части резервуара, из которой отпущен продукт, деленных на ускорение силы тяжести по формуле

176

СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

g

где Scp – среднее сечение части резервуара, из которого отпущен про- дукт, м2.

где i и (i + 1) – индексы, соответствующие началу и концу товарной опе- рации;

P – давление высоты столба продукта, Па; g – ускорение свободного падения, м/с2 ; V – объем продукта, м3;

H – уровень наполнения ёмкости, м.

2.4.1. Средства измерений

Для определения массы нефтепродукта в резервуарах типа РВС должны применяться средства измерений и устройства, обеспечивающие погрешность измерения массы не более ±0,5 %.

Вязкость нефтепродуктов не должна превышать 10–4 м2/с (100 сСт). На резервуары должны быть составлены калибровочные таблицы по МИ 1823-87.

2.4.2. Проведение измерений и обработка результатов

Порядок измерения массы нефтепродукта должен соответствовать изложенному в технических описаниях устройству, применяемому при этом методе измерения. Основные способы количественного измерения нефтепродуктов на нефтебазе представлены в табл. 11.4.

2.5. Измерение вместимости резервуара для составления калибровочных таблиц

Для определения массы находящегося в резервуаре нефтепродукта необходимо замерить его уровень, подсчитать объем и умножить на плот- ность при температуре замера.

Для определения объема находящегося в резервуаре нефтепродукта каждый резервуар (для приема, хранения и отпуска нефтепродукта) неза-

177

СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

висимо от формы и вместимости должен иметь посантиметровую калибро- вочную (замерную) таблицу, позволяющую быстро и точно определять ко- личество нефтепродукта в резервуаре по высоте налива. Для составления калибровочных таблиц существует несколько методом измерения их вме- стимости.

178

СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

Окончание табл.

2.6.Методы измерений

Всоответствии с ГОСТ 8.380-80 «ГСП. Резервуары стальные верти- кальные цилиндрические вместимостью 100 – 50 000 м3. Методика метро- логической аттестации» измерение вместимости производится геометриче- ским или объемным методом. Допускается комбинация методов. Выбор метода измерений зависит от вместимости класса точности, специфики конструкции резервуара, удобства проведения измерений, наличия средств измерении и экономической целесообразности.

Объемный метод может быть применен для измерений вместимости резервуаров до 5 000 м3 (исходя из возможностей установки для градуи- ровки объемным методом), «мертвой» полости, а также участка резервуара до всплытия плавающего покрытия.

Геометрический метод заключается в определении вместимости ре- зервуара путем измерения его геометрических размеров и проведения рас- четов с целью получения градировочной характеристики, т.е. зависимости объема жидкости от уровня заполнения резервуара.

179

СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

Объемный метод заключается в непосредственном измерении объе- ма жидкости, залитой в резервуар, и ее уровня с целью получения градиро- вочной характеристики резервуара. Объемный метод осуществляется при помощи мерной посуды (калибровку проводят, наливая в резервуар или сливая из него отмеренные объемы воды или другой жидкости) либо при помощи объемных счетчиков (пропуская жидкость через бензомер или во- домер при наливе в резервуар или сливе из него).

Геометрический (расчетный) метод наиболее доступен и технически осуществим, поэтому калибровочные таблицы на резервуары, как правило, составляют расчетным способом.

Замерная таблица, представляющая собой документ, предназначена для учета нефтепродуктов.

При обмере определяют следующие геометрические величины, не- обходимые для составления калибровочных таблиц:

∙вертикальные цилиндрические резервуары – длина окружности резервуара по второму поясу, высота каждого пояса изнутри резервуара, толщина листов стали каждого пояса резервуара;

∙горизонтальные цилиндрические резервуары – длина окружности (наружная), длина обечаек резервуара, стрела выпуклости днища (для ре- зервуаров со сферическими днищами), толщина листов стали обечаек и днищ резервуаров.

Все резервуары с точностью до 1 мм обмеряются стальной рулеткой, имеющей доверительное государственное клеймо. Длина ленты рулетки

20 м, допускаемая погрешность шкалы при температуре 20 ° С и нагрузке 50 Н*с ±5 мм, сечение ленты 6х0,15 мм, масса 0,25 кг.

При обмерах лента рулетки должна быть достаточно натянута (до 50 Н) пружинными весами или роликом с грузом. Лента рулетки не должна иметь перекрученных мест и отклонений от той плоскости, в кото- рой производится измерение.

Каждый элемент нужно измерять несколько раз. Получение одина- ковых результатов подтверждает правильность измерения.

2.7. Нормы точности измерений

Погрешности измерений параметров стальных вертикальных цилин- дрических резервуаров не должны превышать норм (при геометрическом методе – табл. 11.5).

При соблюдении указанных норм точности измерений погрешность градуировки в зависимости от вместимости резервуара составит не более:

∙ ± 0,20 % – для резервуаров вместимостью 100 – 3 000 м3;

180