2.2.3 Реконструкция системы измерения уровня нефтепродуктов в резервуарах РВС-50000. Уровень нефти в рвс


РМГ 86-2009 ГСИ. Масса нефти. Методика выполнения измерений в вертикальных резервуарах в системе магистрального нефтепроводного транспорта. Основные положения, РМГ от 18 июня 2009 года №86-2009

РМГ 86-2009

Группа Т86.2

МКС 17.020

Дата введения 2010-01-01

Цели, основные принципы и основной порядок проведения работ по межгосударственной стандартизации установлены ГОСТ 1.0-92 "Межгосударственная система стандартизации. Основные положения" и ГОСТ 1.2-97 "Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосударственные, правила, рекомендации по межгосударственной стандартизации. Порядок разработки, принятия, обновления и отмены"Сведения о стандарте

1 РАЗРАБОТАН Федеральным государственным унитарным предприятием "Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии" (ФГУП ВНИИР)

2 ВНЕСЕН Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии

3 ПРИНЯТЫ Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол N 36 от 26 января 2009 г.)За принятие проголосовали:

Краткое наименование страныпо МК (ИСО 3166) 004-97

Код страныпо МК (ИСО 3166) 004-97

Сокращенное наименование национального органа по стандартизации

Азербайджан

AZ

Азстандарт

Армения

AM

Минторгэкономразвития

Беларусь

BY

Госстандарт Республики Беларусь

Грузия

GE

Грузстандарт

Казахстан

KZ

Госстандарт Республики Казахстан

Кыргызстан

KG

Кыргызстандарт

Молдова

MD

Молдова-Стандарт

Российская Федерация

RU

Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии

Таджикистан

TJ

Таджикстандарт

Узбекистан

UZ

Узстандарт

Украина

UA

Госпотребстандарт Украины

4 Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 18 июня 2009 г. N 195-ст рекомендации по межгосударственной стандартизации РМГ 86-2009 введены в действие в качестве рекомендаций по метрологии Российской Федерации с 1 января 2010 г.

5 Настоящие рекомендации разработаны на основе рекомендации по метрологии Российской Федерации МИ 2951-2005 "Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти. Методика выполнения измерений в вертикальных резервуарах в системе магистрального нефтепроводного транспорта"

6 ВВЕДЕНЫ ВПЕРВЫЕИнформация о введении в действие (прекращении действия) настоящих рекомендаций публикуется в информационном указателе "Национальные стандарты".Информация об изменениях к настоящим рекомендациям публикуется в информационном указателе "Национальные стандарты", а текст изменений - в информационных указателях "Национальные стандарты". В случае пересмотра или отмены настоящих рекомендаций соответствующая информация будет опубликована в информационном указателе "Национальные стандарты"

1 Область применения

1.1 Настоящие рекомендации распространяются на вертикальные стальные цилиндрические резервуары типов РВС, РВСП, РВСПК и на железобетонные резервуары цилиндрической и прямоугольной формы типов ЖБР, ЖБРП, ЖБРПК (далее - резервуары) номинальной вместимостью до 50000 мРМГ 86-2009 ГСИ. Масса нефти. Методика выполнения измерений в вертикальных резервуарах в системе магистрального нефтепроводного транспорта. Основные положения.

1.2 Рекомендации устанавливают методику выполнения измерений массы товарной нефти (далее - нефть) в резервуарах при проведении учетных операций в системе магистрального нефтепроводного транспорта ОАО "АК "Транснефть", включая прием нефти от грузоотправителей и сдачу ее грузополучателям.

2 Нормативные ссылки

В настоящих рекомендациях использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:ГОСТ 8.570-2000 Государственная система обеспечения единства измерений. Резервуары стальные вертикальные цилиндрические. Методика поверкиГОСТ 12.1.005-88 Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоныГОСТ 12.1.007-76 Система стандартов безопасности труда. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасностиГОСТ 2477-65 Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания водыГОСТ 2517-85 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора пробГОСТ 3900-85 Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотностиГОСТ 6370-83 Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесейГОСТ 7502-98 Рулетки измерительные металлические. Технические условияГОСТ 21534-76 Нефть. Методы определения содержания хлористых солейПримечание - При пользовании настоящими рекомендациями целесообразно проверить действие ссылочных стандартов по информационному указателю "Национальные стандарты", составленному по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный стандарт заменен (изменен), то при пользовании настоящими рекомендациями следует руководствоваться заменяющим (измененным) стандартом. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения

3.1 В настоящих рекомендациях применены следующие термины с соответствующими определениями:

3.1.1 товарная нефть (нефть): Нефть, подготовленная к поставке потребителю в соответствии с требованиями [1].

3.1.2 масса брутто нефти: Общая масса нефти, включающая массу балласта.

3.1.3 масса балласта: Общая масса воды, хлористых солей и механических примесей в нефти.

3.1.4 масса нетто нефти: Разность массы брутто нефти и массы балласта.

3.1.5 учетная операция: Операция, проводимая поставщиком и потребителем (или сдающей и принимающей сторонами) с целью определения массы нефти для последующих расчетов, а также при инвентаризации и арбитраже.

3.1.6 методика выполнения измерений массы продукта: Совокупность операций и правил, выполнение которых обеспечивает получение результатов измерений массы продукта с установленной погрешностью (неопределенностью).Примечание - В 3.1.6-3.1.10 термин "продукт" следует понимать как нефть.

3.1.7 косвенный метод статических измерений массы продукта: Метод, основанный на измерениях плотности и объема продукта в мерах вместимости (мерах полной вместимости).

3.1.8 мера вместимости: Средство измерений объема продукта, имеющее свидетельство о поверке и утвержденную градуировочную таблицу (резервуары, железнодорожные цистерны, танки наливных судов).

3.1.9 базовая высота резервуара: Расстояние по вертикали от точки касания днища грузом рулетки до верхнего края измерительного люка или до риски направляющей планки измерительного люка.

3.1.10 стандартные условия: Условия, соответствующие температуре продукта 15 °С или 20 °С и избыточному давлению, равному нулю.

3.2 В настоящих рекомендациях использованы следующие сокращения:РВС - резервуары вертикальные стальные со стационарной крышей;РВСП - резервуары вертикальные стальные со стационарной крышей и понтоном;РВСПК - резервуары вертикальные стальные с плавающей крышей;ЖБР - резервуары железобетонные цилиндрические;ЖБРП - железобетонные резервуары прямоугольные;ЖБРПК - железобетонные резервуары с плавающей крышей.

4 Характеристики погрешности измерений, выполняемых по методике измерений

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений, выполняемой по методике, изложенной в настоящих рекомендациях, составляют:- при массе брутто нефти не более 120 тонн:±0,65% - при измерениях массы брутто нефти;±0,75% - при измерениях массы нетто нефти;- при массе брутто нефти свыше 120 тонн:±0,50% - при измерениях массы брутто нефти;±0,60% - при измерениях массы нетто нефти.

5 Метод измерений

5.1 Рекомендации предусматривают применение косвенного метода статических измерений.

5.2 Массу брутто нефти в резервуаре вычисляют как произведение объема нефти и ее плотности, результат измерений которой приведен к условиям измерения объема, или объема и плотности нефти, результаты измерений которых приведены к стандартным условиям.

5.3 Массу брутто сданной (принятой) нефти вычисляют как разность массы брутто нефти в резервуаре на момент до проведения операции сдачи (приема) нефти и после ее окончания.

5.4 Массу нетто сданной (принятой) нефти вычисляют как разность массы брутто сданной (принятой) нефти и массы балласта.

5.5 Массу балласта вычисляют по значениям показателей качества нефти, характеризующих содержание в нефти воды, хлористых солей и механических примесей. Указанные показатели определяют в испытательной (аналитической) лаборатории по результатам испытаний объединенной пробы нефти, отобранной из заполненного резервуара.

6 Средства измерений и вспомогательные устройства

6.1 Вертикальный резервуар как мера вместимости, поверенный и имеющий утвержденную градуировочную таблицу. Пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости:- для стальных резервуаров - по ГОСТ 8.570;- для железобетонных резервуаров - по [2].

6.2 Система измерений количества нефти в резервуарных (товарных) парках (далее - система измерений количества нефти), имеющая в своем составе следующие измерительные каналы:

6.2.1 Канал измерений уровня нефти на основе стационарного уровнемера с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±3 мм.

6.2.2 Канал измерений уровня подтоварной воды с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±3 мм.

6.2.3 Канал измерений температуры нефти на основе многоточечной системы преобразователей температуры с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±0,2 °С.

6.2.4 Блок (система) обработки информации с функциями приведения результатов измерений плотности к условиям измерений объема и (или) приведения результатов измерений объема и плотности к стандартным условиям. Пределы допускаемой относительной погрешности выполняемых вычислительных операций не более ±0,05%.

6.3 Рулетка измерительная с грузом по ГОСТ 7502 3-го класса точности для измерений расстояния от риски измерительного люка на плавающей крыше до уровня нефти.

6.4 Стационарный или переносной пробоотборник по ГОСТ 2517.

6.5 Средства измерений и технические средства, применяемые в испытательной (аналитической) лаборатории для определения объемной доли воды в нефти по ГОСТ 2477, концентрации хлористых солей в нефти по ГОСТ 21534, массовой доли механических примесей в нефти по ГОСТ 6370 или лабораторные анализаторы (в том числе экспресс-анализаторы), обеспечивающие выполнение установленных требований к точности измерений.

6.6 Средства измерений плотности нефти, предусмотренные действующей на ПСП методикой выполнения измерений плотности нефти в резервуарах, с пределами допускаемой погрешности измерений не более ±0,5 кг/мРМГ 86-2009 ГСИ. Масса нефти. Методика выполнения измерений в вертикальных резервуарах в системе магистрального нефтепроводного транспорта. Основные положения.

6.7 При отсутствии системы измерений количества нефти или отсутствии в составе системы отдельных измерительных каналов (компонентов) применяют автономные средства измерений.

6.7.1 Для измерений уровня нефти - измерительную рулетку с грузом по ГОСТ 7502 3-го класса точности номинальной длиной 10 или 20 м или переносной электронный измеритель уровня с пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений не более ±3 мм.

6.7.2 Для измерений температуры нефти - стеклянный термометр с ценой деления 0,1 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±0,2 °С или преобразователь температуры, входящий в состав переносного электронного измерителя уровня, с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±0,2 °С.

6.8 Допускается применение других средств измерений аналогичного назначения, метрологические характеристики которых не уступают приведенным в 6.2-6.7.

6.9 Средства измерений, применяемые при выполнении измерений, должны быть сертифицированы (аттестованы, внесены в государственный реестр) в стране применения и признаны странами - участниками приемосдаточных операций.

6.10 Применяемые средства измерений должны иметь действительные свидетельства о поверке, оформленные в соответствии с требованиями соответствующих методик поверки, и (или) поверительные клейма.

7 Требования к квалификации операторов

К выполнению измерений допускаются лица, отвечающие следующим требованиям:- прошедшие обучение, инструктаж на рабочем месте и стажировку по специальности, получившие квалификацию товарного оператора не ниже четвертого разряда и имеющие допуск к самостоятельной работе;- изучившие настоящие рекомендации, эксплуатационную документацию на резервуар (паспорт, технологическую карту) и применяемые средства измерений.

8 Требования безопасности

8.1 Резервуары (резервуарные парки), входящие в состав нефтеперекачивающих станций и перевалочных нефтебаз, относятся к опасным производственным объектам.

8.2 При выполнении измерений массы нефти в резервуарах возможно наличие следующих опасных и вредных производственных факторов:- образование взрывоопасной среды.Смесь паров нефти с воздухом по степени взрывоопасности относится к категории IIА, группе ТЗ ("Правила устройства электроустановок").- загазованность воздуха рабочей зоны.По степени воздействия на организм человека (токсичности) нефть, в зависимости от содержания в ней сероводорода, относится к 3-му классу опасности вредного вещества ("умеренно опасное") или 2-му классу опасности ("высокоопасное") по ГОСТ 12.1.007.

8.3 Для обеспечения взрывобезопасности при выполнении измерений применяемые средства измерений и вспомогательные устройства, относящиеся к категории электрооборудования, должны быть сертифицированы на соответствие требованиям к взрывобезопасности.Переносные средства измерений и технические средства должны быть изготовлены из материалов, исключающих возможность образования искр при контакте с конструктивными элементами резервуаров и их оборудования.

8.4 На территории резервуарных парков по графику, утвержденному руководителем структурного подразделения, в установленных точках следует проводить контроль соответствия воздуха рабочей зоны санитарно-гигиеническим требованиям ГОСТ 12.1.007. Контроль проводят аттестованные работники с помощью переносных газоанализаторов.Содержание вредных веществ в воздухе рабочей зоны не должно достигать уровня предельно допустимых концентраций, установленных в ГОСТ 12.1.005.

8.5 В качестве переносных светильников следует применять аккумуляторные фонари напряжением не более 12 В во взрывобезопасном исполнении, включение и выключение которых должно выполняться вне территории обвалования.

8.6 К выполнению измерений массы нефти в резервуарах допускают лиц не моложе 18 лет, не имеющих медицинских противопоказаний к работе на опасных производственных объектах, отвечающих установленным квалификационным требованиям, прошедших обучение и проверку знаний норм и правил безопасности труда.

8.7 Допущенные к выполнению измерений операторы должны знать схемы коммуникаций резервуарного парка (резервуара), требования технологических карт эксплуатации резервуаров и уметь в нормативные сроки безошибочно выполнять необходимые переключения. Схемы и технологические карты эксплуатации резервуаров должны находиться на рабочих местах операторов.

8.8 Операторы должны иметь одежду и обувь, изготовленные из материалов, не накапливающих статическое электричество. Обувь не должна иметь металлических накладок и гвоздей. Ручные измерения уровня нефти и отбор проб, сопряженные с контактом с нефтью, выполняют в резиновых перчатках.

8.9 При открытии измерительных ("замерных") люков, ручном отборе проб и измерениях уровня нефти оператор должен находиться с наветренной стороны (стоять спиной к ветру), а если это невозможно в силу конструктивных особенностей размещения измерительного люка - стоять боком к ветру. Работы следует проводить в присутствии наблюдающего (дублера).Операторам запрещается:- находиться на крыше (площадках) резервуара, проводить измерения уровня нефти и отбор проб вручную во время грозы;- находиться во время закачки и откачки нефти из резервуара на плавающей крыше.

8.10 В экстремальных условиях (туман, обледенение и др.) отбор проб, измерения уровня ручным способом на высоте допускается проводить при применении дополнительных мер безопасности (дополнительного освещения, песка для устранения скольжения и других необходимых мер), которые предусматриваются в инструкции по охране труда для операторов при работе в резервуарном парке.

8.11 Для безопасной доставки проб нефти с резервуара в лабораторию их следует переносить в специальных тканевых сумках, надеваемых через плечо.

8.12 Для операторов, выполняющих измерения в соответствии с настоящими рекомендациями, начальником подразделения должна быть разработана инструкция по охране труда, которую утверждает руководитель структурного подразделения. Рекомендации должны быть доведены до исполнителей под роспись.

9 Условия измерений

9.1 При выполнении измерений соблюдают следующие условия:

9.1.1 Отношение максимального (РМГ 86-2009 ГСИ. Масса нефти. Методика выполнения измерений в вертикальных резервуарах в системе магистрального нефтепроводного транспорта. Основные положения) и минимального (РМГ 86-2009 ГСИ. Масса нефти. Методика выполнения измерений в вертикальных резервуарах в системе магистрального нефтепроводного транспорта. Основные положения) уровня нефти наполненного и опорожненного резервуара удовлетворяет следующим требованиям:РМГ 86-2009 ГСИ. Масса нефти. Методика выполнения измерений в вертикальных резервуарах в системе магистрального нефтепроводного транспорта. Основные положения1,6 - при пределах относительной погрешности определения вместимости резервуара ±0,1%;РМГ 86-2009 ГСИ. Масса нефти. Методика выполнения измерений в вертикальных резервуарах в системе магистрального нефтепроводного транспорта. Основные положения2,1 - при пределах относительной погрешности определения вместимости резервуара ±0,2%;

9.1.2 Нефть по степени подготовки должна соответствовать требованиям [1].

9.2 В случае невыполнения указанных условий оператор должен сообщить о нарушениях начальнику ПСП.

10 Подготовка к выполнению измерений

При подготовке к выполнению измерений:- обеспечивают отстой нефти после заполнения резервуара продолжительностью не менее двух часов;- проверяют:исправность, готовность к работе системы (средств) измерений и технических средств, чистоту сосуда для пробы;целостность пломб и клейм.

11 Выполнение измерений

11.1 Выполнение измерений в резервуаре, не оснащенном системой измерений количества нефти

11.1.1 Измерения уровня нефти и подтоварной воды в резервуаре

11.1.1.1 Уровень нефти измеряют уровнемерами, измерительными рулетками с грузом по ГОСТ 7502 или электронными рулетками.Уровень подтоварной воды измеряют уровнемерами, измерительными рулетками при помощи водочувствительной ленты или пасты, электронными средствами измерений.Уровень нефти и подтоварной воды в резервуарах допускается измерять другими техническими средствами, сертифицированными для выполнения данных операций.

11.1.1.2 Измерения уровня нефти измерительной рулеткойЛенту рулетки до и после измерений протирают мягкой тряпкой насухо.Проверяют базовую высоту резервуара как расстояние по вертикали от днища в точке касания груза измерительной рулетки до верхнего края измерительного люка или до риски направляющей планки измерительного люка.Полученный результат сравнивают с известным (паспортным) значением базовой высоты, нанесенной на резервуаре.Если базовая высота (РМГ 86-2009 ГСИ. Масса нефти. Методика выполнения измерений в вертикальных резервуарах в системе магистрального нефтепроводного транспорта. Основные положения) отличается от полученного результата не более чем на 0,1% РМГ 86-2009 ГСИ. Масса нефти. Методика выполнения измерений в вертикальных резервуарах в системе магистрального нефтепроводного транспорта. Основные положения, то измерение уровня нефти рулеткой осуществляют в следующей последовательности:Опускают ленту рулетки с грузом медленно до касания лотом днища или опорной плиты (при наличии), не допуская отклонения лота от вертикального положения, не задевая за внутреннее оборудование, сохраняя спокойное состояние поверхности нефти и не допуская волн.Затем рулетку поднимают строго вертикально, не допуская смещения в сторону, и берут отсчет на месте смоченной части ленты нефтью.Отсчет по ленте рулетки проводят сразу после появления смоченной части ленты рулетки над измерительным люком с точностью до 1 мм.Измерения уровня жидкости в каждом резервуаре проводят дважды. Если результаты измерений отличаются не более чем на 1 мм, то в качестве результата измерений уровня принимают их среднее значение.Если полученное расхождение измерений составляет более 1 мм, то измерения повторяют еще дважды и берут среднее значение из трех наиболее близких измерений.

11.1.1.3 Если базовая высота (РМГ 86-2009 ГСИ. Масса нефти. Методика выполнения измерений в вертикальных резервуарах в системе магистрального нефтепроводного транспорта. Основные положения) отличается от полученного результата более чем на 0,1% РМГ 86-2009 ГСИ. Масса нефти. Методика выполнения измерений в вертикальных резервуарах в системе магистрального нефтепроводного транспорта. Основные положения, выясняют причину изменения базовой высоты и устраняют ее в кратчайшие сроки. Базовую высоту резервуара измеряют не менее чем один раз в год.На период, необходимый для выяснения и устранения причин изменения базовой высоты, разрешается измерения уровня нефти проводить по высоте пустоты резервуара.

11.1.1.4 Определение уровня нефти по высоте пустоты резервуара с помощью измерительной рулеткиОпускают ленту рулетки с грузом медленно до погружения груза в нефть, не допуская отклонения лота от вертикального положения, не задевая за внутреннее оборудование, сохраняя спокойное состояние поверхности нефти и не допуская волн.Первый отсчет (верхний) берут по рулетке на уровне риски планки измерительного люка. Затем рулетку поднимают строго вертикально, не допуская смещения в сторону, и берут отсчет на месте смоченной части ленты нефтью (нижний отсчет).Отсчет по ленте рулетки проводят сразу после появления смоченной части ленты рулетки над измерительным люком с точностью до 1 мм.Измерения высоты пустоты в каждом резервуаре проводят дважды. Если результаты измерений отличаются не более чем на 1 мм, то в качестве результата измерений уровня принимают их среднее значение.Если полученное расхождение измерений составляет более 1 мм, то измерения повторяют еще дважды и берут среднее значение из трех наиболее близких измерений.Высоту пустоты находят как разность верхнего и нижнего отсчетов по рулетке.Уровень нефти в резервуаре определяют вычитанием полученного значения высоты пустоты из паспортного значения базовой высоты резервуара.При определении уровня жидкости в резервуарах с плавающей крышей по "высоте пустоты" резервуара учитывают поправку РМГ 86-2009 ГСИ. Масса нефти. Методика выполнения измерений в вертикальных резервуарах в системе магистрального нефтепроводного транспорта. Основные положения, зависящую от разноса точек отсчета базовой высоты резервуара и уровня нефти, а также от конструктивных особенностей днища резервуара. Поправку РМГ 86-2009 ГСИ. Масса нефти. Методика выполнения измерений в вертикальных резервуарах в системе магистрального нефтепроводного транспорта. Основные положения рассчитывают по формуле

РМГ 86-2009 ГСИ. Масса нефти. Методика выполнения измерений в вертикальных резервуарах в системе магистрального нефтепроводного транспорта. Основные положения, (1)

где РМГ 86-2009 ГСИ. Масса нефти. Методика выполнения измерений в вертикальных резервуарах в системе магистрального нефтепроводного транспорта. Основные положения - уровень жидкости в резервуаре, измеренный с использованием измерительного люка на крыше резервуара;РМГ 86-2009 ГСИ. Масса нефти. Методика выполнения измерений в вертикальных резервуарах в системе магистрального нефтепроводного транспорта. Основные положения - уровень жидкости в резервуаре, измеренный с использованием измерительного люка на верхней площадке направляющей колонны.

11.1.1.5 Измерения уровня подтоварной воды в резервуарах измерительной рулеткойИзмерения уровня подтоварной воды в резервуарах проводят измерительной рулеткой при помощи водочувствительной ленты или пасты в следующей последовательности:Водочувствительную ленту в натянутом виде прикрепляют к поверхности лота с двух противоположных сторон.Водочувствительную пасту наносят тонким слоем 0,2-0,3 мм на поверхность лота полосками с двух противоположных сторон.Рулетку с лотом с водочувствительной пастой или с прикрепленной водочувствительной лентой при определении уровня подтоварной воды выдерживают в резервуаре неподвижно в течение 2-3 мин, когда водочувствительный слой полностью растворится и грань между слоями воды и нефти будет резко выделена.Измерения уровня подтоварной воды в резервуаре проводят дважды. Если результаты измерений отличаются не более чем на 1 мм, то в качестве результата измерений уровня принимают их среднее значение.Измерения уровня подтоварной воды повторяют, если на ленте или пасте она обозначена нечетко, косой линией или на неодинаковой высоте с обеих сторон, что указывает на наклонное положение лота при выполнении измерений.Размытая грань является следствием отсутствия резкой границы раздела между водой и нефтью и свидетельствует о наличии водоэмульсионного слоя. В этом случае измерения повторяют после отстоя и расслоения эмульсии.

11.1.2 Определение фактического объема нефти в резервуаре

docs.cntd.ru

Определение потерь нефти от "большого дыхания" из резервуара РВС-5000, страница 4

Pг от - абсолютное давление в ГП в начале откачки, Па;

Pа - атмосферное давление, Па;

Pукв -  давление установки клапана вакуума, Па;

Р     - давление срабатывания клапана вакуума, Па;

Cо от - начальная объемная концентрация УВ в ГП резервуара  перед  откачкой.

Исходные данные к курсовой работе

Тип резервуара РВС-5000;

коэффициент оборачиваемости nоб =11 ц/г;

тип дыхательного клапана НКДМ - 150;

количество дыхательных клапанов Nк  = 2;

диаметр приемно-раздаточного устройства de = 360 мм;

максимальная температура воздуха Tmax = 305 K;

минимальная температура воздуха Tmin = 293 K;

температура начала кипения нефти Tнк = 319 K;

производительность закачки Qзак = 600 м3/час;

начальная высота взлива при закачке h4 = 5 м;

конечная высота взлива при закачке h5 = 9 м;

производительность откачки Qот  = 400 м3/час;

начальная высота взлива при откачке Hн = 7 м;

конечная высота взлива при закачке h3 = 5 м.

В качестве примера определим потери нефти от "большого дыхания" из резервуара РВС-5000, расположенного в городе Уфе (географическая широта Y = 54°48`). Закачка нефти в резервуар осуществляется с производительностью Qзак = 600 м3/час от высоты взлива h4 = 5 м до h5 = 9 м. Закачке предшествовала откачка нефти в этот же день с высоты взлива Hн = 7 м до h3 = 5 с производительностью Qот =  400 м3/час и простой резервуара в течении 6 часов. Резервуар оснащен двумя дыхательными клапанами НКДМ-150 и приемо-раздаточным устройством с внутренним диаметром de = 360 мм. Установка клапана вакуума Pукв =196 Па. Вязкость нефти принять равной ν = 0.00033 м2/с.

Для удобства дальнейших вычислений в среде Mathematica вводим исходные данные в виде таблицы.

                                              Таблица 1

Пример выполнения расчета

В целях планирования мероприятий по сокращению величины потерь от испарения, в частности при "большом дыхании", исследуем расчетными методами влияние различных факторов.

1. Определение коэффициента оборачиваемости.

Ориентировочное значение коэффициента оборачиваемости принимаем из таблицы 1 (см. Прил. 1).

Согласно таблице 1 (см. Прил. 1) среднее значение коэффициента оборачиваемости nоб для трубопроводных нефтебаз принимаем равным 11 циклам в год.

2. Определение продолжительности закачки и откачки нефти.

Продолжительности закачки и откачки нефти определяют соответственно по формулам:

где Fн – площадь поверхности испарения нефти, м2;

∆Hот и ∆Hзак – изменение уровня нефти в резервуаре соответственно при откачке и закачке, м;

Qот и Qзак -  производительность соответственно откачки и закачки, м3/час.

Геометрические размеры резервуара определяют по таблице 1 (см. Прил. 2).

Например, для резервуара РВС – 5000 согласно таблице 1 (см. Прил. 2): диаметр Dр = 22.8 м; высота Hр = 11.92 м; высота конической кровли Hк = 0.57 м; геометрический объем Vр  = 4866 м3.

Вводим полученные данные в среду Mathematica.

Площадь поверхности нефти:

408.281

Таким образом, Fн = 408.281 м2.

Изменение уровня нефти в резервуаре при откачке нефти:

2

Таким образом, ∆Hот  = 2 м.

Продолжительность откачки нефти:

2.04141

Таким образом, τот= 2.04 ч.

Изменение уровня нефти в резервуаре при закачке нефти:

4

Таким образом, ∆Hзак = 4 м.

Продолжительность закачки нефти:

2.72188

Таким образом, τзак = 2.72 ч.

3. Определение средней высоты взлива нефти в резервуаре при закачке и откачке.

Средняя высота взлива нефти в резервуаре при откачке  и закачке:

6

Таким образом, Hср.от = 6 м.

7

Таким образом, Hср.зак = 7 м.

4. Определение средней высоты газового пространства (ГП) резервуара при закачке и откачке нефти.

Высоту ГП резервуара соответственно при откачке и закачке нефти определяют по формулам:

где Hр – высота стенки резервуара, м;

Hк – высота конуса крыши резервуара, м.

Высота ГП резервуара при откачке:

6.11

Таким образом, Hг от = 6.11 м.

Высота ГП резервуара при закачке:

5.11

Таким образом, Hг зак = 5.11 м.

5. Определение объемов жидкой и паровой фаз на момент откачки   нефти    из резервуара.

vunivere.ru

2.2.3 Реконструкция системы измерения уровня нефтепродуктов в резервуарах РВС-50000. Обоснование необходимости реконструкции Находкинской нефтебазы ОАО "Нефтепорт"

Похожие главы из других работ:

Автоматизация пастеризации молока

3.4 Описание средств измерения уровня

Уровнемер буйковый с электрическим уравновешиванием В данной установке применяется буйковый уровнемер УБ - Э (рис.5). Принцип действия уровнемеров основан на силовой компенсации...

Автоматизация системы управления технологическим процессом цеха подготовки и перекачки нефти Алехинского месторождения

4. Расчет системы автоматического регулирования уровня нефти в сепараторе

...

Автоматизация технологического процесса производства хлебного кваса

3.1 Средства измерения уровня

Электронный кондуктометрический регулятор - сигнализатор ЭРСУ-3М Принцип действия прибора основан на преобразовании изменения электрического сопротивления между электродом датчика и стенкой резервуара в электрический релейный сигнал...

Анализ средств измерения уровня в резервуарах для хранения нефтепродуктов

3. Средства измерения уровня

...

Контроль и измерение уровня жидкого металла в промежуточном ковше

2. Методы измерения уровня жидкого металла

...

Математическая модель системы автоматического регулирования высоты жидкости в герметизированной емкости

1. Концептуальная модель системы автоматического регулирования уровня жидкости в резервуаре

Жидкость в резервуар подается насосом объемного типа. Регулирование поступления жидкости в резервуар производится изменением частоты вращения вала насоса...

Методы и средства контроля давления. Поплавковые и гидростатические уровнемеры

3.1 Физические основы измерения уровня. Классификация приборов измерения и контроля расхода

В химической промышленности измерение уровня жидких и сыпучих материалов в технологических аппаратах, различных емкостях и резервуарах имеет очень важное значение. Большое разнообразие измеряемых сред, их химических, физических...

Методы и средства контроля давления. Поплавковые и гидростатические уровнемеры

3.2 Приборы измерения и контроля уровня

...

Модернизация автоматизированной системы регулирования горелками дожигания шахтной печи

4.1.1 Требования и характеристика используемой операционной системы верхнего уровня и нижнего уровня АСУ ТПиП

На рисунке 17 представлена автоматизация технологического процесса по уровням...

Обоснование необходимости реконструкции Находкинской нефтебазы ОАО "Нефтепорт"

2.2.2 Реконструкция затвора плавающей крыши резервуара РВС-50000

Реконструкция существующего затвора проводится с целью устранения выбросов нефти на поверхность плавающей крыши и предотвращения попадания ливневых вод в резервуар...

Особенности эксплуатации обводняющихся газовых скважин

2.5 Измерения давления по стволу скважины как способ определения уровня жидкости в лифтовой колонне

Измерения распределения динамического или статического давления по стволу являются, вероятно, самым точным методом определения уровня жидкости в газовой скважине и, следовательно, диагностики накопления жидкости в скважине...

Проверочный расчет на прочность резервуара для хранения нефтепродуктов

4. Расчет предельного уровня налива нефтепродуктов в резервуар

Исходя из формулы (2) предельный уровень налива нефтепродуктов Нпр = [ (200 •S? у / D - n2•P2) / (n1•с) ] + X В итоге имеем: Нпр = [ (200 гc R•S / D - n2•P2) / (n1•с) ] + X (3) Результаты расчетов: Нпр = [ (200 • 0,7 · 210 • 3,2 / 10,25 - 1,2 • 200) / (1 • 800) ] + 0 = 11...

Проект автоматизации отделения ректификации установки производства стирола

2.2.4 Выбор датчиков для измерения уровня

Вместо буйковых уровнемеров, наиболее оптимальной заменой является волноводный радарный уровнемер Rosemount 5300, который устанавливается на выносную камеру вместо штатного...

Проект автоматизации отделения ректификации установки производства стирола

2.2.4 Выбор датчиков для измерения уровня

Вместо буйковых уровнемеров, наиболее оптимальной заменой является волноводный радарный уровнемер Rosemount 5300, который устанавливается на выносную камеру вместо штатного...

Разработка автоматизированной системы управления выпарного аппарата электрощёлоков

3.2.2 Средства измерения уровня

Измерение уровня необходимо для контроля количества вещества в емкостях (бункеры, реакторы и пр.) и его расходе (изменении количества вещества во времени). Приборы для измерения уровня называются уровнемерами...

prod.bobrodobro.ru


Смотрите также