Физические основы учета нефти и газа при технологических операциях

Федеральное агентство железнодорожного транспорта Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования Дальневосточный государственный университет путей сообщения А.В. Сюй Физические основы учета нефти и газа при технологических операциях Учебное пособие для студентов, обучающихся по специальности «Эксплуатация и обслуживание объектов транспорта и хранения нефти, газа и продуктов переработки» Хабаровск 2015 1 УДК (665.6+665.7):620.108 (075.8) ББК Л 514-309.7 я 73 С 984 Рецензенты: кандидат химических наук, доцент, декан факультета «Экология и химические технологии» ФГБОУ ВПО «КнАГТУ» В.В. Телеш; замдиректора по научной работе ИМ ХНЦ ДВО РАН, доктор техн. наук Т.Б. Ершова. Утверждено редакционно-издательским советом университета в качестве учебного пособия. Сюй, А. В. С 984 Физические основы учета нефти и газа при технологических операциях: учебное пособие / А. В. Сюй. – Хабаровск: ДВГУПС, 2014.– 93 с. ISBN ………. Освещены вопросы физических основ учета нефти и газа при технологических операциях. Дана общая классификация нефти и нефтепродуктов. В пособии приведены теоретические основы и практические сведения о методах измерения массы нефти, определения погрешностей. Описываются основные методы определения расхода и учета нефти и газа при технологических операциях в соответствии с нормативной документацией. Пособие предназначено для студентов Естественнонаучного института, обучающихся по специальности «Эксплуатация и обслуживание объектов транспорта и хранения нефти, газа и продуктов переработки». УДК (665.6+665.7):620.108 (075.8) ББК Л 514-309.7 я 73 © А. В. Сюй, 2014 ISBN ……….. © Оформление. ДВГУПС 2 Оглавление ВВЕДЕНИЕ ................................................................................................................. 6 УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ .............................................................................. 8 1. АКТУАЛЬНОСТЬ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ МЕТОДОВ И СРЕДСТВ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЛИЧЕСТВА И КАЧЕСТВА ТОВАРНЫХ НЕФТЕПРОДУКТОВ В СОВРЕМЕННЫХ УСЛОВИЯХ ................................ 9 2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ И ОСНОВНЫЕ ЗАДАЧИ УЧЕТА. КЛАССИФИКАЦИЯ ВИДОВ И МЕТОДОВ УЧЕТА ..................................... 10 3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ МАССЫ И РАСЧЕТ ПОГРЕШНОСТЕЙ. КЛАССИФИКАЦИЯ НЕФТЕЙ И НЕФТЕПРОДУКТОВ. ХАРАКТЕРИСТИКА ИХ ОСНОВНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ СВОЙСТВ .............................................................. 13 3.1. Модель объемно-массового динамического метода .................................. 14 3.1.1. Модель погрешности объемно-массового динамического метода ...... 14 3.2. Модель объемно-массового статического метода...................................... 14 3.2.1. Модель погрешности объемно-массового статического метода.......... 15 3.3. Модель гидростатического метода ............................................................... 15 3.3.1. Модель погрешности гидростатического метода ................................... 15 3.4. Модели измерения массы нетто нефти ........................................................ 16 3.4.1. Модели погрешности методов измерения массы нетто нефти ............ 16 3.5. Классификация процессов переработки нефти ......................................... 17 3.6. Классификация товарных нефтепродуктов ............................................... 18 3.7. Основные физические свойства и характеристики нефти и нефтепродуктов ....................................................................................................... 21 4. МЕТОДЫ И СРЕДСТВА КОЛИЧЕСТВЕННОГО И КАЧЕСТВЕННОГО УЧЕТА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ ......................................................... 29 4.1. Измерение массы нефти (нефтепродукта)................................................... 29 4.2. Методы отбора проб......................................................................................... 31 4.2.1. Отбор проб из резервуаров .......................................................................... 31 4.2.2. Отбор проб из вертикальных резервуаров .............................................. 31 4.2.3. Отбор проб из горизонтальных резервуаров ........................................... 32 4.2.4. Отбор проб из наливных судов................................................................... 33 4.2.5. Отбор проб из железнодорожных и автомобильных цистерн и вагонов для нефтебитума ...................................................................................................... 34 4.2.6. Порядок отбора проб нефти (нефтепродукта) из резервуаров, подземных хранилищ, транспортных средств стационарным и переносным пробоотборниками .................................................................................................. 34 4.2.7. Отбор проб из трубопровода ....................................................................... 35 4.2.8. Автоматический отбор проб из трубопровода ........................................ 37 4.2.9. Ручной отбор проб нефти (нефтепродукта) из трубопровода............... 38 5. СОСТАВ И ХАРАКТЕРИСТИКА СИСТЕМ ИЗМЕРЕНИЯ КОЛИЧЕСТВА НЕФТИ ........................................................................................ 40 3 6. ВИДЫ ПОВЕРОК. ПОВЕРКА РАСХОДОМЕРОВ. ОПИСАНИЕ И ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ТРУБОПОРШНЕВЫХ ПОВЕРОЧНЫХ УСТАНОВОК. МЕТОДЫ ПОВЕРКИ РЕЗЕРВУАРОВ ... 47 6.1. Методы поверки резервуаров ........................................................................ 47 6.2. Требования к условиям поверки................................................................... 48 6.2.1. Требования при геометрическом методе .................................................. 48 6.2.2. Требования при объемном методе поверки ............................................. 49 6.3. Проведение поверки резервуара ................................................................... 50 6.3.1. Проведение поверки резервуара геометрическим методом ................. 50 6.3.1.1. Измерения радиальных отклонений образующих резервуара от вертикали .................................................................................................................. 52 6.3.1.2. Измерения плотности жидкости ............................................................. 60 6.3.1.3. Измерения уровня жидкости ................................................................... 60 6.3.1.4. Измерения высоты поясов и толщины стенок .................................... 60 6.3.1.5. Определение объемов внутренних деталей ........................................... 61 6.3.1.6. Измерения вместимости «мертвой» полости и параметров местных неровностей (хлопунов) .......................................................................................... 62 6.3.1.7. Измерения координаты точки отсчета значений уровня жидкости или базовой высоты ................................................................................................ 66 6.3.1.8. Измерения базовой высоты резервуара................................................. 66 6.3.1.9. Определение массы и размеров плавающего покрытия ................... 68 6.3.1.10. Определение длины внутренней окружности вышестоящего пояса резервуара с плавающей крышей ........................................................................ 68 6.3.1.11. Высота газового пространства в плавающей крыше ....................... 71 6.3.2. Проведение поверки резервуара объемным методом ............................ 71 6.3.2.1. Измерения вместимости резервуара в пределах «мертвой» полости или в пределах высоты неровностей днища ...................................................... 72 6.3.2.2. Измерения базовой высоты резервуара................................................. 74 7. СОСТАВЛЕНИЕ ГРАДУИРОВОЧНОЙ ТАБЛИЦЫ ВЕРТИКАЛЬНЫХ СТАЛЬНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ. УЧЕТ НЕРОВНОСТЕЙ ДНИЩА, ОТКЛОНЕНИЙ СТЕНКИ КОРПУСА ОТ ВЕРТИКАЛИ, ОБОРУДОВАНИЯ, НАХОДЯЩЕГОСЯ ВНУТРИ РЕЗЕРВУАРА. ОБОРУДОВАНИЕ И ПОРЯДОК ПОВЕРКИ РЕЗЕРВУАРОВ ТИПА РВС РАЗЛИЧНЫМИ МЕТОДАМИ ............................................................................. 74 7.1. Составление градуировочной таблицы ....................................................... 74 7.1.1. Составление градуировочной таблицы при объемном методе поверки ..................................................................................................................................... 75 7.2. Обработка результатов измерений при поверке резервуара геометрическим методом ....................................................................................... 76 7.2.3. Вычисление вместимости «мертвой» полости ........................................ 81 7.2.4. Вычисление базовой высоты ...................................................................... 87 4 7.2.5. Вычисление объема жидкости, вытесненной плавающим покрытием ..................................................................................................................................... 87 7.2.6. Вычисление объема жидкости от исходного уровня до уровня, соответствующего всплытию плавающего покрытия .................................... 88 7.2.7. Вычисление вместимости резервуара ....................................................... 89 ЗАКЛЮЧЕНИЕ ....................................................................................................... 90 ВОПРОСЫ К ЗАЧЁТУ........................................................................................... 92 БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК ................................................................ 93 5 ВВЕДЕНИЕ В настоящее время быстро нарастает темп наиболее рационального использования нефти – в качестве химического сырья. Следует отметить, что в настоящее время для химических целей используется в основном легкая часть нефти, так же, как и для бензинов. Повышенный интерес к нефти, как к сырью органического синтеза, объясняет более глубокое изучение ее состава и физических свойств, а также совершенствование существующих и разработку новых приемов переработки нефти. За последние 40 лет накоплен богатый материал по составу нефтей и отдельных узких нефтяных фракций. Подробно исследованы легкие (бензиновые) фракции нефти, изучен углеводородный состав средних дистиллятных и масляных фракций, а также гетероатомных и высокомолекулярных соединений, входящих в состав нефти. Все это позволило значительно углубить знания по термодинамическим и кинетическим основам различных процессов переработки нефти и послужило толчком для создания новых и модификации существующих процессов переработки нефти и повышения качества нефтепродуктов. Следует иметь в виду, что наряду с совершенствованием первичных процессов переработки нефти в последние годы разработаны новые методы вторичной переработки, данные о которых можно найти лишь в периодической литературе и в отдельных изданиях. При хранении и транспортировке нефти и нефтепродуктов важно знать и уметь контролировать их расход с достаточно высокой точностью в виду ее рыночной стоимости и стратегической важности нефтепродокутов в экономике и обороноспособности страны. Настоящее пособие раскрывает основные методы поверок и расчетов нефти и нефтепродуктов при технологических операциях, учете неровностей резервуаров. Выпускник, в результате обучения дисциплине, должен обладать следующими общекультурными компетенциями (ОК): - способностью к логическому мышлению, обобщению, анализу, критическому осмыслению информации, систематизации, прогнозированию, постановке исследовательских задач и выбору путей их решения на основании принципов научного познания; - способностью самостоятельно применять методы и средства познания, обучения и самоконтроля для приобретения новых знаний и умений, в том числе в новых областях, непосредственно не связанных со сферой профессиональной деятельности, развития социальных и профессиональных компетенций, к изменению вида своей профессиональной деятельности; - способностью к воспитательной и образовательной деятельности. Выпускник должен обладать следующими профессиональными компетенциями (ПК): 6 - использовать основные законы естественнонаучных дисциплин в профессиональной деятельности, применять методы математического анализа и моделирования, теоретического и экспериментального исследования; - применять процессный подход в практической деятельности, сочетать теорию и практику; - осуществлять и корректировать технологические процессы при строительстве, ремонте и эксплуатации скважин различного назначения и профиля ствола на суше и на море, транспорте и хранении углеводородного сырья; - изучать и анализировать отечественную и зарубежную научнотехническую информацию по направлению исследований в области бурения скважин, добычи нефти и газа, промыслового контроля и регулирования извлечения углеводородов на суше и на море, трубопроводного транспорта нефти газа, подземного хранения газа, хранения и сбыта нефти, нефтепродуктов и сжиженного газа; - использовать физико-математический аппарат для решения аналитических задач, возникающих в ходе профессиональной деятельности; - выбирать и применять соответствующие методы моделирования физических, химических и технологических процессов. 7 УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ КУ – коммерческий учет; ОУ – оперативная информация; ИИСКУ – информационно-измерительная система коммерческого учета; ИИСОУ – информационно-измерительная система оперативного учета; ИИС – информационно-измерительная система; КТР – критическая температура растворения; АРМ – автоматизированное рабочее место; БИК – блок измерений показателей качества нефти (нефтепродуктов); ИЛ – измерительная линия; КМХ – контроль метрологических характеристик; МИ – методика измерений; ПВ – преобразователь вязкости; ПП – преобразователь плотности; ПР – преобразователь расхода (турбинный, роторный, лопастной, ультразвуковой); ПУ – поверочная установка; СИ – средство измерений; СИКН – система измерений количества и показателей качества нефти; СИКНП – система измерений количества и показателей качества нефтепродуктов; СОИ – система обработки информации; ТЗ – техническое задание. 8 1. АКТУАЛЬНОСТЬ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ МЕТОДОВ И СРЕДСТВ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЛИЧЕСТВА И КАЧЕСТВА ТОВАРНЫХ НЕФТЕПРОДУКТОВ В СОВРЕМЕННЫХ УСЛОВИЯХ При проведении учетно-расчетных операций используются прямые и косвенные методы. При применении прямых методов измеряют массу продуктов с помощью весов, весовых дозаторов и устройств, массовых счетчиков или массовых расходомеров с интеграторами. Косвенные методы подразделяются на объемно-массовый и гидростатический. Объемно-массовый метод. Объемно-массовый метод заключается в измерении объема и плотности продукта при одинаковых или приведенных к одним условиям (температура и давление). Затем определяют массу брутто продукта, как произведение значений этих величин, а затем вычисляют массу нетто продукта. Плотность продукта измеряют поточными плотномерами или ареометрами для нефти в объединенной пробе. Температуру продукта и давление при условиях измерения плотности и объема соответственно измеряют термометрами и манометрами. Определение массы нетто продукта. При определении массы нетто продукта определяют массу балласта. Для этого измеряют содержание примесей: воды и концентрацию хлористых солей в нефти. Затем рассчитывают их массу. Массу механических примесей определяют, принимая среднюю массовую долю их в нефти по ГОСТ 9965-76 «Нефть для нефтеперерабатывающих предприятий. Технические условия». Содержание примесей: воды в нефти и концентрацию хлористых солей измеряют, соответственно, поточными влагомерами и солемерами или определяют по результатам лабораторных анализов объединенной пробы нефти. В зависимости от способа измерений объема нефтепродукта объемномассовый метод разделяют на динамический и статический. Динамический метод применяется при измерении массы продукта непосредственно на потоке в трубопроводах. При таком объеме продукта измеряют счетчиками или преобразователями расхода с интеграторами. Статический метод применяется при измерении массы продукта в градуированных емкостях (вертикальные и горизонтальные резервуары, транспортные емкости и т.п.). Объем нефтепродукта в резервуарах определяют с помощью градуировочных таблиц резервуаров по значениям уровня наполнения, измеренным уровнемером, метроштоком или металлической измерительной 9 рулеткой. В емкостях, градуированных на полную вместимость, контролируют уровень наполнения, и определяют объем по паспортным данным. Гидростатический метод. При использовании гидростатического метода измеряют гидростатическое давление столба нефтепродукта, определяют среднюю площадь заполнения части резервуара и рассчитывают массу нефтепродукта, как произведение значений этих величин, деленное на ускорение свободного падения. Массу отпущенного (принятого) нефтепродукта определяют двумя методами: 1) как разность масс, определенных в начале и в конце товарной операции вышеизложенным методом; 2) как произведение разницы гидростатических давлений в начале и в конце товарной операции на среднюю площадь сечения части резервуара, из которого отпущен нефтепродукт, деленное на ускорение свободного падения. Гидростатическое давление столба нефтепродукта измеряют манометрическими приборами с учетом давления паров нефтепродукта. Для определения средней площади сечения части резервуара металлической измерительной рулеткой или уровнемером измеряют уровни нефтепродукта в начале и в конце товарной операции и по данным градуировочной таблицы резервуара вычисляют соответствующие этим уровням средние площади сечения. 2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ И ОСНОВНЫЕ ЗАДАЧИ КЛАССИФИКАЦИЯ ВИДОВ И МЕТОДОВ УЧЕТА УЧЕТА. При автоматизации процессов управления на объектах хранения нефти и нефтепродуктов основные информационные задачи сводятся к количественному учету нефти и нефтепродуктов, хранящихся в резервуарах. При этом необходимо учитывать и рассматривать две основные категории возникающих информационных задач: 1) товарно-учетные задачи, требующие измерения с высокой точностью (погрешность в пределах десятых долей процента) при относительно небольшом быстродействии; 2) оперативно-контрольные задачи, требующие сравнительно быстродействующих измерительных систем, обеспечивающих относительно невысокую точность (погрешность в пределах нескольких процентов). Первая задача связана с учетом, распределением и планированием, вторая – с оперативным управлением процессами налива и слива нефти и нефтепродуктов. 10 Товарно-учетная информация необходима для получения объективной – коммерческой, бухгалтерской и учетной документации и может также использоваться для осуществления рациональных планов загрузки объектов хранения. Эту группу операций в дальнейшем будем называть коммерческим учетом (КУ). Информация, полученная в результате операций КУ, как правило, используется для управления технологическими объектами, для определения параметров продукта в резервуарах с последующей регистрацией, как результатов обработки, так и необходимых информационных параметров. Контрольно-оперативная информация используется непосредственно после ее получения для выработки немедленно реализуемых управляющих действий. Оперативная информация (ОУ) позволяет получить все сведения о случайных возмущениях, влияющих на функционирование управляемого объекта. В свою очередь эта информация делится на производственно-технологическую, используемую для управления производственными процессами и замыкающуюся в системах управления технологическими агрегатами, и оперативно-производственную, используемую для оперативного управления участками. Она включает в себя сведения о продукции и производственных процессах, данных планов-графиков и учетно-отчетной документации. Основу оперативной информации составляет первичная информация, являющаяся совокупностью параметров продукции и процессов, необходимых для оперативного управления. Причем сведения о продукции включают в себя все необходимые данные о качественной и количественной характеристиках всех видов продукции на данном и смежном участках. Информация о процессах, в свою очередь, содержит все требования для оценки ситуации на участках, данные о ходе технологического процесса, а учетная информация является совокупностью данных, характеризующих работу участка за определенный период времени (смена, сутки и т.д.) отражающей результаты оперативного управления участком. Информация ОУ требует высокого быстродействия съема и обработки при невысоких требованиях к ее точности и достоверности. Информация КУ, наоборот, должна быть точной и достоверной, скорость измерения, сбора и передачи данных не имеет существенного значения. Для удовлетворения всех требований на объектах хранения по количественному учету целесообразно создание информационноизмерительных систем двух модификаций – для коммерческого (ИИСКУ) и оперативного (ИИСОУ) учетов. Решение указанных задач требует не только применения информационноизмерительных систем (ИИС), но также средств вычислительной техники (универсальные или специализированные ЭВМ), обеспечивающих необходимую обработку поступающей информации. 11 Требования к структуре и техническим характеристикам ИИС количественного учета определяются также следующими особенностями объектов хранения: 1) рассредоточенность контролируемых объектов; 2) многообразие технологической структуры объектов; 3) различные требования ко времени измерения и длительности переработки и хранения информации при решении различных задач управления; 4) высокие требования пожаро- и взрывозащищенности к первичной измерительно-информационной аппаратуре. При создании ИИС необходимо также учитывать вопросы унификации аппаратуры. Основной задачей использования резервуаров является поддержание качества и объемов нефтепродукта. Это требует обеспечения высокой степени герметичности любых процессов проходящих на нефтебазе. Данную функцию выполняют дыхательные клапана СМДК, КДМ, КДС, КПГ, НДКМ и другое резервуарное оборудование. Основная доля потерь от испарения на протяжении всего пути движения нефти от промысла до нефтеперерабатывающих заводов, на самих заводах и нефтепродуктов от заводов до потребителей приходится на резервуары. В различных стадиях производства нефтепродуктов их потери распределяются следующим образом: потери при нефтедобыче – 4,0%; на НПЗ – 3,5% при транспортировке и хранении нефти и нефтепродуктов – 2,0%. Итого 9,5%. Потери нефти и нефтепродуктов разделяются на виды: 1) количественные потери; 2) качественно-количественные потери, здесь происходит количественная потеря с ухудшением качества - потери от испарения; 3) качественные потери, когда снижении качества нефтепродукта при том же количестве - потери при смешивании. В резервуарных парках потери от испарения составляют до 75% всех потерь; общие потери легких фракций от испарения из резервуаров НПЗ распределяются следующим образом: 1) от «больших дыханий» – 80,2 %; 2) от вентиляции газового пространства – 19,05 %; 3) от «малых дыханий» – 0,8 %. Для учета количества нефти и нефтепродуктов при приеме, хранении, отпуске и транспортировке применяются следующие методы: 1) объёмный метод, когда количество учитывается в объемных единицах (применяется в основном при отпуске с АЗС и при розничной реализации); 12 2) весовой метод, когда количество определяется непосредственным взвешиванием на весах, (то применяется при измерениях относительно малых количеств продукта и в основном при отпуске в авто и железнодорожные цистерны); 3) объемно-весовой метод, когда определение количества ведется в единицах массы по объему и плотности при фактической температуре (этот метод широко применяется при измерениях сравнительно больших количеств нефти и нефтепродуктов). 3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ МАССЫ И РАСЧЕТ ПОГРЕШНОСТЕЙ. КЛАССИФИКАЦИЯ НЕФТЕЙ И НЕФТЕПРОДУКТОВ. ХАРАКТЕРИСТИКА ИХ ОСНОВНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ СВОЙСТВ Масса брутто – масса нефти и нефтепродуктов, показатели качества которых соответствуют требованиям нормативно-технической документации. Масса балласта – общая масса воды, солей и механических примесей в нефти или масса воды в нефтепродуктах. Масса нетто – разность масс брутто и массы балласта. 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 от 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. 13 3.1. Модель объемно-массового динамического метода m=V·ρ·(1+βδt) ·(1+γδp), (3.1) где m – масса продукта, кг; V – объем продукта, м3; ρ – плотность продукта, кг/м3; δt=(tρ-tv) – разность температур продукта при измерении плотности (tρ) и объема (tv), С; β – коэффициент объемного расширения продукта, 1/С; δp=(Pv-Pρ) – разность давлений при измерении объема (Pv) и плотности (Pρ), МПа; γ – коэффициент сжимаемости от давления, 1/МПа. 3.1.1. Модель погрешности объемно-массового динамического метода 2   t  m  1.1 V      100   M 2 ,  1   t  2 (3.2) 2 где m – относительная погрешность измерения массы продукта, %; V - относительная погрешность измерения объема, %; ρ - относительная погрешность измерения плотности, %; δt – абсолютная погрешность измерения разности температур δt, С; М – относительная погрешность центрального блока обработки и индикации данных, %. 3.2. Модель объемно-массового статического метода         m  m i - m i +1 = Vi 1  2 t i ст  i 1   t i  Vi 1 1  2 t i1ст  i 1 1   t i1 , (3.3) где Vi, Vi+1 – объемы продукта, соответственно, в начале и в конце товарной операции, определяемые по градуировочной таблице резервуара, м3; ρi, ρi+1 – средние плотности продукта, соответственно, в начале и в конце товарной операции, кг/м3; α – коэффициент линейного расширения материала стенок резервуара, 1/С;  t  t v  t гр  - разность температур стенок резервуара при измерении объема (tv) и при градуировке (tгр), С. ст 14 3.2.1. Модель погрешности объемно-массового статического метода m i2 m  1,1 m2 2 2 2 2  H   t i   m i21  H   t i 1     2 2 2 2           100   K    100  100   K    100   M 2  1   t   m 2  H i 1  1   t    H i     i   i 1      , (3.4) где Н – уровень продукта, в емкости, м; Н – абсолютная погрешность измерения уровня наполнения продукта, м; К – относительная погрешность градуировки резервуара, %. 3.3. Модель гидростатического метода  P P  m   Si  Si1 i1  , g   g или m (3.5) P  Sср , g (3.6) где Si, Si+1 – средние значения площади сечения резервуара, соответственно в начале и в конце товарной операции, м2, определяемые как S  продукта, м3, Н – уровень наполнения емкости, м); Sср  V - (V – объем H Vi  Vi 1 - среднее значение площади сечения части резервуара, из которого H i  H i 1 отпущен продукт, м2; g – ускорение свободного падения, м/с2; Pi; Pi+1 – давление продукта в начале и в конце товарной операции, Па; P=Pi-Pi+1 – разность давлений продукта в начале и в конце товарной операции, Па; 3.3.1. Модель погрешности гидростатического метода для формулы (3.5) m  1,1 Pi2  Si2 Si2  Pi2 Pi21  Si21 Si21  Pi21     M 2 , 2 2 2 2 g m g m (3.7) 2 m  11 P 2  Sср  M 2 , (3.8) для формулы (3.6) где Si, Si+1 – относительные погрешности измерения сечения резервуара, соответственно, в начале и в конце товарной операции, %; Pi, Pi+1 - относительные погрешности измерения давлений, соответственно, в начале и в конце товарной операции, %; 15 P – относительная погрешность измерения разности давлений P, %; Sср – относительная погрешность измерения среднего значения площади сечения резервуара, из которой отпущен продукт, %. 3.4. Модели измерения массы нетто нефти При применении объемно-массового метода измерения массы:      m н  m  m б  V 1   t 1    1  мп   V1   t  в   в   хс  .  2 100   100  (3.9) При применении гидростатического метода измерений массы: в    в   хс  m н  m  m б  m1  100        1  мп  ,  2 100    (3.10) где – mн – масса нефти нетто, кг; mб – масса балласта, кг; в – объемная доля воды в нефти, %; ρв – плотность воды, кг/м3; ωхс – концентрация хлористых солей, кг/м3; ωмп – нормированная массовая доля механических примесей в нефти, %. 3.4.1. Модели погрешности методов измерения массы нетто нефти для формулы (3.9) 2 2    2   в    Pв             2хс  100 2        в в 2   100     t 100   100   100    m н  1,1 V 2    M 2  1     t      в   в   хс   100  , (3.11) для формулы (3.10) 2 2 2 2 2    1   1      1   в  в  хс   4    в  в     в  в     хс    1002     100    100      100 m н  1,1 m 2    M 2 2  1  в   1     100  в  хс     ρв – абсолютная погрешность измерения плотности воды, кг/м3; ,(3.12) где в - абсолютная погрешность измерения содержания воды, % объемных; ωхс - абсолютная погрешность измерения концентрации хлористых солей, кг/м3. Классификация нефти 16 Химическая классификация. За ее основу принято преимущественно содержание в нефти одного или нескольких классов углеводов. Различают шесть типов нефти: парафиновые, парафино-циклановые, циклановые, парафино-нафтено-ароматические, нафтено-ароматические и ароматические. В парафиновой нефти все фракции содержат значительное количество алканов: бензиновые – не менее 50 %, а масляные – 20 % и более. Количество асфальтенов и смол исключительно мало. В парафино-циклановой нефти и их фракциях преобладают алканы и циклоалканы, содержание аренов и САВ мало. К ним относят большинство нефтей Урало-Поволжья и Западной Сибири. Для циклановой нефти характерно высокое (до 60 % и более) содержание циклоалканов во всех фракциях. Они содержат количество твердых парафинов, смол и асфальтенов. К циклановым относят нефти, добываемые в Баку (балаханская и сураханская) и на Эмбе (доссорская и макатская) и др. В парафино-нафтено-ароматических нефтях содержатся примерно в равных количествах углеводы всех трех классов, твердых парафинов не более 1,5 %. Количество смол и асфальтенов достигает 10 %. Нафтено-ароматические нефти характеризуются преобладающим содержанием цикланов и аренов, особенно в тяжелых фракциях. Ароматические нефти характеризуются преобладанием аренов во всех фракциях и высокой плотностью. К ним относят прорвинскую в Казахстане и бугурусланскую в Татарстане. Технологическая классификация нефти подразделяется на: • 3 класса (I–III) по содержанию серы в нефти (малосернистые, сернистые и высокосернистые), а также в бензине (начало кипения – 180 °С), в реактивном топливе (120-240 °С) и дизельном топливе (240-350 °С); • 3 типа по потенциальному содержанию фракций, перегоняющихся до 350 °С (T1-T3); • 4 группы по потенциальному содержанию базовых масел (М1-М4); • 4 подгруппы по качеству базовых масел, оцениваемому индексом вязкости (И1-И4); • 3 вида по содержанию парафинов (П1–П3). Техническая классификация По ГОСТ России Р 51858–2002 нефть подразделяют: • По содержанию общей серы на четыре класса (1–4); • По плотности при 20 °С на пять типов (0–4); • По содержанию воды и хлористых солей на 3 группы (1–3); • По содержанию сероводорода и легких меркаптанов на 3 вида (1–3). 3.5. Классификация процессов переработки нефти 17 Технологические процессы нефтеперерабатывающего завода принято классифицировать на следующие две группы: физические и химические. Физическими (массообменными) процессами достигается разделение нефти на составляющие компоненты (топливные и масляные фракции) без химических превращений и удаление (извлечение) из фракций нефти, нефтяных остатков, масляных фракций, газоконденсата и газов нежелательных компонентов (полициклических аренов, асфальтенов, тугоплавких парафинов), неуглеводных соединений. Физические процессы по типу массообмена можно подразделить на типы: 1) Гравитационные (электрообессоливающая установка), ректификационные (атмосферная трубчатка (перегонка); 2) Атмосферно-вакуумная трубчатка, газофракционирующая установка и др.; 3) Экстракционные (деасфальтизация, селективная очистка, депарафинизация кристаллизацией); 4) Адсорбционные (депарафинизация цеолитная, контактная очистка); 5) Абсорбционные (абсорбционно-газофракционирующая установка, очистка от H2S, CO2). Химические процессы переработки нефтяного сырья осуществляются путем химических превращений с получением новых продуктов, не содержащихся в исходном сырье. Химические процессы, применяемые на современных нефтеперерабатывающих заводах, по способу активации химической реакции подразделяют на типы: 1) Термические (термолитические) – термоокислительные и термодеструктивные; 2) Каталитические – гомолитические, гетеролитические и гидрокаталитические. В термодеструктивных процессах протекают преимущественно реакции распада (крекинга) молекул сырья на низкомолекулярные, а также реакции конденсации с образованием высокомолекулярных продуктов, например кокса, пека и др. 3.6. Классификация товарных нефтепродуктов Нефтепродукты принято классифицировать по их назначению, т.е. по направлению их использования в отраслях народного хозяйства (табл. 3.1). В соответствии с этим различают: моторные топлива, нефтяные масла, энергетические топлива, углеродные и вяжущие материалы, нефтехимическое сырье, нефтепродукты специального назначения. 18 Моторное топливо в зависимости от принципа работы двигателей подразделяют на: бензины (авиационные и автомобильные), дизельное топливо и реактивное топливо. Энергетические топлива подразделяют на: котельные, газотурбинные и судовые. Нефтяные масла подразделяются на смазочные и несмазочные. Смазочные масла подразделяются на моторные для поршневых и реактивных двигателей; и трансмиссионные и осевые, предназначенные для смазки автомобильных и тракторных гипоидных трансмиссий (зубчатых передач различных типов) и шеек осей железнодорожных вагонов, а также тепловозов. Индустриальные масла предназначены для смазки станков, машин и механизмов различного промышленного оборудования, работающих в разных условиях, с различной скоростью и нагрузкой. По значению вязкости их подразделяют на легкие (сепараторное, вазелиновое, швейное, приборное, веретенное, велосит и др.), средние (для средних режимов скоростей и нагрузок) и тяжелые (для смазки кранов, оборудования мартеновских печей, буровых установок, прокатных станов и др.). Энергетические масла (турбинные, компрессорные и цилиндровые) – для смазки энергетических машин и установок, работающих в условиях нагрузки, повышенной температуры и воздействия воды, пара и воздуха. Несмазочные (специальные) масла предназначены не для смазки, а для применения в качестве рабочих жидкостей в тормозных системах, в пароструйных насосах и гидравлических устройствах, в трансформаторах, конденсаторах, маслонаполненных электрокабелях в качестве электроизолирующей среды (конденсаторное, трансформаторное, гидравлическое, вакуумное), а также такие как медицинское, вазелиновое, парфюмерное, смазочно-охлаждающие жидкости и др. Углеродные и вяжущие материалы включают: нефтяные коксы, битумы, нефтяные пеки (связующие, пропитывающие, волокнообразующие, брикетные и специальные). Нефтехимическое сырье. К этой группе относятся: арены (бензол, толуол, ксилолы, нафталин и др.), сырье для пиролиза (нефтезаводские и попутные нефтяные газы, прямогонные бензиновые фракции, алкен содержащие газы и др.). А также парафины и церезины. Вырабатываются жидкие (получаемые карбамидной и адсорбционной депарафинизацией нефтяных дистиллятов) и твердые (получаемые при депарафинизации масел). Жидкие парафины являются сырьем для получения белкововитаминных концентратов, синтетически жирных кислот и поверхностно-активных веществ. Нефтепродукты специального назначения подразделяются на: 19 1) Термогазойль (сырье для производства технического углерода). 2) Консистентные смазки (антифрикционные, защитные и уплотнительные). 3) Осветительный керосин. 4) Присадки к топливам и маслам, деэмульгаторы. 5) Элементная сера. 6) Водород и др. Крупнейшими компаниями по добыче и переработке нефти на сегодняшний день являются ОАО «НК «Роснефть», ОАО «Газпром», ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «ЛУКойл». Таблица 3.1. Классификация товарных нефтепродуктов Карбюраторное топливо Моторное топливо Дизельное топливо Реактивное топливо Газотурбинное топливо Энергетическое топливо Котельное топливо Смазочные масла Несмазочные Нефтяные масла (трансформаторные, конденсаторные и др.) Нефтяные коксы для электродов и специальной аппаратуры Битумы для дорожного Углеродные и Нефтепродукты строительства и вяжущие материалы электрогидроизоляционных материалов Нефтяные пеки для электродов Ароматические углеводороды (бензол, толуол, ксилолы и др.) Нефтехимическое сырье Сырье для пиролиза Твердые углеводороды (парафины, церезины) Термогазойль для Нефтепродукты производства технического специального углерода назначения Пластичные 20 (консистентные) смазки Осветительный керосин Растворители Присадки (добавки) к топливу 3.7. Основные физические нефтепродуктов свойства и характеристики нефти и Нефть (от персидского нефт – вспыхивать, воспламеняться) – горючая, маслянистая жидкость со специфическим запахом от светло-коричневого (почти бесцветного) до темно-бурого (почти черного) цвета. В настоящее время в России действует государственный стандарт Р 518582002, в котором прописаны основные характеристики нефтей, добываемых на территории Российской Федерации. В соответствии с этим стандартом приняты два определения нефти: Сырая нефть – жидкая природная ископаемая смесь углеводородов широкого физико-химического состава, которая содержит растворенный газ, воду, минеральные соли, механические примеси и служит основным сырьем для производства жидких энергоносителей (бензина, дизельного топлива, керосина, мазута), смазочных масел, битума и кокса. Товарная нефть – нефть, подготовленная к поставке потребителю в соответствии с требованиями действующих нормативных и технических документов. С химической точки зрения нефть представляет собой сложную смесь органических соединений, основу которой составляют углеводороды различного строения. Состав и строение нефти различных месторождений зачастую сильно отличаются друг от друга. В этой связи практически невозможно охарактеризовать нефть строгими характеристиками. К основным характеристикам нефти и нефтепродуктов относятся: 1) плотность; 2) молекулярная масса (вес); 3) вязкость; 4) температуры вспышки, воспламенения и самовоспламенения; 5) температуры застывания, помутнения и начала кристаллизации; 6) электрические или диэлектрические свойства; 7) оптические свойства; 8) растворимость и растворяющая способность. 21 Плотность нефти и нефтепродуктов. Поскольку основу нефти составляют углеводороды, то ее плотность обычно меньше 1 г/см3. Плотности нефтепродуктов существенно зависят от фракционного состава (табл. 3.2). Таблица 3.2. Плотность нефти и нефтепродуктов Бензин (плотность 0,710-0,750 г/см3) Керосин (плотность 0,750-0,780 г/см3) Дизельное топливо (плотность 0,800Нефть 0,850 г/см3) (плотность 0,800-0,950 г/см3) Масляные погоны (плотность 0,9100,980 г/см3) Мазут (плотность  0,950 г/см3) Гудрон (плотность 0,990-1,0 г/см3) Смолы (плотность > 1,0 г/см3) Под плотностью обычно понимают массу вещества, заключенную в единице объема. Соответственно размерность этой величины – кг/м3 или г/см3. Для характеристики нефти, как правило, используют величины относительной плотности. Относительная плотность () – это безразмерная величина, численно равная отношению массы нефтепродукта (mнt) при температуре определения к массе дистиллированной воды при 40С (mвt), взятой в том же объеме: t4 = mнt / (mвt). Поскольку плотность воды при 4 С равна единице, то численное значение абсолютной плотности и относительной совпадают. Наряду с плотностью в нефтехимии существует понятие относительного удельного веса (). Относительным удельным весом () называется отношение веса нефтепродукта при температуре определения к весу дистиллированной воды при 4 С в том же объеме. Совершенно очевидно, что при одной и той же температуре плотность и удельный вес численно будут равны друг другу. В соответствии с ГОСТом в нашей стране принято определять плотность и удельный вес при температурах 15 и 20 С. Зависимость плотности нефтепродуктов от температуры имеет линейный характер. Зная плотность нефти при температуре t градусов, можно найти ее плотность при 20 С: 204 = t4 + t ·( t - 20), где t – температурная поправка к плотности на 1 град, находится по таблицам или может быть вычислены по формуле: 22 t = (18,310 – 13,233·204) ·10-4. В ряде случаев эту формулу приводят в несколько измененном виде и называют формулой Д.И. Менделеева: t4 = 204 - t · ( t - 20). Таким образом, плотность нефтей и нефтепродуктов уменьшается с ростом температуры. Все нефтепродукты представляют собой смеси углеводородов. Среднюю плотность нефтепродукта определяют по правилу смешения и аддитивности: ср  V1  2V2  ...  3V3 m1  m2  ...  m3 или ср  . V1  V2  ...  V3 m1 1  m2 2  ...  m3 3 Определение плотности проводят с помощью ареометров или нефтеденсиметров, а также гидростатических весов Мора-Вестфаля или пикнометрическим методом. Последний метод определения считается наиболее точным. Плотность большинства нефтей меньше 1 г/см3 и колеблется в диапазоне от 0,80 г/см3 до 0,90 г/см3. Высоковязкие смолистые нефти имеют плотность близкую к единице. На величину плотности нефти оказывает существенное влияние наличие в ней растворенных газов, количество смолистых веществ и фракционный состав. Плотность фракций нефтей плавно увеличивается по фракциям. Для углеводородов средних фракций нефти с одинаковым числом углеродных атомов плотность возрастает в следующем ряду: н.алканы  н.алкены  изоалканы  изоалкены  алкилциклопентаны  алкилциклогексаны  алкилбензолы алкилнафталины. Для бензиновых фракций плотность заметно увеличивается с увеличением количества бензола и его гомологов. Для нефти и нефтепродуктов плотность является нормируемым показателем качества. Молекулярная масса (молекулярный вес). Молекулярный вес нефти и нефтепродуктов имеет лишь усредненное значение и зависит от состава и количественного соотношения компонентов смеси (Мср.)-усред.зн. ММ. Нетрудно определить, что первый представитель жидких углеводородов, входящих в состав нефти, - пентан, имеет молекулярную массу 72. У смолистых веществ она может достигать величины 1,5 – 2,0 тыс. у.е. Для большинства нефтей средняя молекулярная масса находится в пределах 250-300 у.е. По мере увеличения диапазона кипения нефтяных фракций молекулярная масса (Мср.) плавно увеличивается от 90 (для фракции 50-100 С) до 480 (для 550-600 С). Для упрощенных технологических расчетов существует формула Войнова: Мср. = а + bt + ct2cр., где tср. – средняя температура кипения. 23 В частности, для алканов эта формула имеет вид: Мср. = 60 + 0,3 tср. + 0,001 t2cр. За рубежом для характеристики молекулярной массы нефтей и нефтепродуктов нередко используют формулу Крега, в которой фигурирует значение плотности при 15 С: Мср. = 44,29·15/(1,03 - 15). Для более точного определения среднего молекулярного веса нефтепродуктов пользуются экспериментальными данными, полученными криоскопическим и эбулеоскопическим методами. Для технологических расчетов молекулярной массы используют специальные графики зависимости средней молекулярной массы от средней температуры кипения или плотности нефти. Молекулярные веса отдельных нефтяных фракций обладают свойством аддитивности, поэтому, зная молекулярную массу отдельных компонентов и их содержание в смеси, можно рассчитать средний молекулярный вес нефтепродуктов путем сложения: Мср.= M1n1 + M2n2 + M3n3 + … Связь между молекулярной массой и относительной плотностью нефтяных фракций определяется по формуле Крега: М 44,2915 . 1,03   15 Вязкость (или внутреннее трение) нефти и нефтепродуктов зависит от химического и фракционного состава. Различают динамическую (ή) и кинематическую () вязкость (из физики  = ή / ). Динамическая вязкость (ή) или внутреннее трение – это свойство реальных жидкостей оказывать сопротивление сдвигающим касательным усилиям соседних слоев жидкости. Это свойство проявляется при движении жидкостей. Единица измерения - Н·с/м2. Динамическую вязкость иногда характеризуют как сопротивление, которое оказывает жидкость при относительном перемещении двух слоев. Кинематическая вязкость () – величина, равная отношению динамической вязкости (ή) к ее плотности () при той же температуре, т.е. =ή/. Кинематическая вязкость нефтей различных месторождений изменяется в широких пределах (от 2 до 300 сст – сантистокс при 20 С). Однако средняя вязкость большинства нефтей составляет величину от 40 до 60 сст. Кинематическая вязкость является важнейшей характеристикой нефтяных смазочных масел, поскольку именно от величины вязкости зависит способность смазочного масла обеспечивать необходимый гидродинамический режим работы смазки. Неслучайно для смазочных масел, предназначенных для 24 определенного вида машин и механизмов, величина вязкости (50 и 100) является главной нормирующей характеристикой. Определение кинематической вязкости проводят в стеклянных вискозиметрах, снабженных калиброванными капиллярами. Для ряда нефтепродуктом нормированным параметром является так называемая условная вязкость, определяемая в металлических вискозиметрах. Условной вязкостью называется отношение времени истечения из вискозиметра 200 мл нефтепродукта при температуре испытания ко времени истечения 200 мл дистиллированной воды при 20 С. Условная вязкость – величина относительная, безразмерная и выражается в условных градусах (ВУ). Между величинами условной и кинематической вязкостями выведена эмпирическая зависимость: для ή от 1 до 120 сст t = (7,24 ВУt – 6,25/ВУt) или t = (7,31 ВУt – 6,31/ВУt), для ή > 120 сст t= 7,4 ВУt. Для нефтяных фракций по мере увеличения их молекулярного веса и температуры кипения вязкость значительно возрастает. Так, например, вязкость бензинов при 20 С приблизительно равна 0,6 сст, а вязкость остаточных масел 300-400 сст. Следует помнить, что вязкость смеси масел не обладает свойством аддитивности. Поэтому вязкость смеси масел нельзя определить расчетным путем как средневзвешенную величину. Для определения вязкости смесей масел пользуются специальными номограммами. По этим номограммам (кривым) можно установить в каких соотношениях следует смешать компоненты для получения смеси масел с заданной вязкостью. Значение вязкости сильно зависит от температуры. Очевидно и понятно, что при низких температурах вязкость нефтепродуктов значительно повышается и наоборот. Поскольку многие масла и другие нефтепродукты эксплуатируются в широком диапазоне температур, то характер температурной кривой вязкости служит для них важной качественной характеристикой. Чем эта кривая (зависимость) более пологая, тем выше качество масла. Зависимость вязкости от температуры описывается эмпирической формулой Вальтера: lg[lg(t + 0,6)] = A – B lgT, где А и В - постоянные величины. Для оценки вязкостно-температурных свойств нефтяных масел применяют следующие показатели: 1) отношение вязкости при 50 С к вязкости при 100 С (50/100); 2) температурный коэффициент вязкости (ТКВ). Его определяют в диапазоне от 0 до 100 С и от 20 до 100 С по формулам: ТКВ0-100=(0 - 100)/50 и ТКВ20-100=1,25(20 - 100)/ 50 3) индекс вязкости – условный показатель, представляющий собой сравнительную характеристику испытуемого и эталонного масла. Обычно 25 рассчитывается по специальным таблицам на основании значения кинематической вязкости при 50 и 100 С. В частности, его определяют как отношение значений кинематической вязкости нефтепродукта при 50 и 100 С, соответственно: I = 50/100. Температуры вспышки, воспламенения и самовоспламенения. Продукты нефтепереработки относятся к числу пожароопасных веществ. Пожароопасность керосинов, масел, мазутов и других тяжелых нефтепродуктов оценивается температурами вспышки и воспламенения. Температурой вспышки называется температура, при которой пары нефтепродукта, нагреваемого в определенных стандартных условиях, образуют с окружающим воздухом взрывчатую смесь и вспыхивают при поднесении к ней пламени. Следует отметить, что при определении температуры вспышки бензинов и легких нефтей определяют верхний предел взрываемости, а для остальных нефтепродуктов – нижний предел взрываемости. Температура вспышки зависит от фракционного состава нефтепродуктов. Чем ниже пределы перегонки нефтепродукта, тем ниже и температура вспышки. В среднем, температура вспышки бензинов находится в пределах 3040 С, керосинов 30-60 С, дизельных топлив 30-90 С и нефтяных масел 130320 С. По температуре вспышки можно судить о наличии примесей более низкокипящих фракций в тех или иных товарных или промежуточных нефтепродуктах. Температурой воспламенения называется температура, при которой нагреваемый в определенных условиях нефтепродукт загорается при поднесении к нему пламени и горит в течении не менее 5 секунд. Температура воспламенения всегда выше температуры вспышки. Чем тяжелее по составу нефтепродукт, тем больше эта разница. При наличии в маслах летучих примесей эти температуры сближаются. Температурой самовоспламенения называется температура, при которой нагретый нефтепродукт в контакте с воздухом воспламеняется самопроизвольно без поднесения внешнего пламени. Температура самовоспламенения нефтепродуктов конечно зависит и от фракционного состава и от преобладания углеводородов того или иного класса. Чем ниже пределы кипения нефтяной фракции, тем она менее опасна с точки зрения самовоспламенения. Температура самовоспламенения уменьшается с увеличением среднего молекулярного веса нефтепродукта. Тяжелые нефтяные остатки самовоспламеняются при 300-350 С, а бензины только при температуре выше 500 С. При появлении внешнего источника пламени (огня или икры) положение резко меняется, и легкие нефтепродукты становятся взрыво- и 26 пожароопасными. Из углеводородов самыми высокими температурами самовоспламенения характеризуются ароматические углеводороды. Температуры застывания, помутнения и начала кристаллизации. Нефть и нефтепродукты не являются индивидуальными веществами, а представляют собой сложную смесь органических соединений, поэтому они не имеют определенной температуры перехода из одного агрегатного состояния в другое. Температура влияет на агрегатное состояние нефти и нефтепродуктов имеет важное значение при их транспортировке и эксплуатации. Исходя из температурных свойств нефти, дизельных и котельных топлив, а также нефтяных масел характеризуются температурой застывания. Карбюраторные, реактивные и дизельные топлива характеризуются температурой помутнения. Карбюраторные и реактивные топлива, содержащие ароматические углеводороды, характеризуются температурой начала кристаллизации. Указанные характеристики не являются физическими константами, однако достаточно четко определяют температурный диапазон практического применения соответствующих нефтепродуктов. Температура застывания характеризует возможную потерю текучести нефтепродукта в диапазоне низких температур. Чем больше содержание парафинов (твердых углеводородов), тем выше температура застывания нефтепродукта. Следует отметить, что потеря текучести может быть связана и с увеличением вязкости продукта с понижением температуры. Например, кинематическая вязкость остаточного авиамасла при 50 С равна 2 ст, при 0 С – 130 ст, а при –25 С кинематическая вязкость повышается до 3500 ст. При такой высокой степени вязкости масло теряет подвижность и его невозможно перекачивать. Температура помутнения характеризует способность топлива поглощать при низких температурах влагу из воздуха (это особенно опасно для авиационных топлив, поскольку образующиеся кристаллики льда могут засорять топливоподающую аппаратуру, что может привести к катастрофе). Температура начала кристаллизации карбюраторных и реактивных топлив не должна превышать –60 С. По этой причине в зимних сортах бензина нежелательно наличие высокого содержания ароматических углеводородов, при повышенном содержании бензола и некоторых других ароматических углеводородов эти высокоплавкие соединения могут выпадать в виде кристаллов, что приводит к засорению топливных фильтров и остановке работы двигателя. Электрические (диэлектрические) свойства нефти. Электропроводность нефти в значительной степени зависит от содержания воды в нефти. Безводная нефть и нефтепродукты являются диэлектриками (диэлектрическая проницаемость нефти  2; для сравнения у стекла она  7-8). 27 У безводных чистых нефтепродуктов электропроводность ничтожна, что имеет важное практическое значение и применение. Так, твердые парафины применяются в электротехнической промышленности в качестве изоляторов, а специальные нефтяные масла (конденсаторное, трансформаторное) – для заливки трансформаторов, конденсаторов и другой аппаратуры, например, для наполнения кабелей высокого давления (изоляционное масло С-220). Высокие диэлектрические свойства нефтепродуктов способствуют накоплению на их поверхности зарядов статического электричества. Их разряд может вызвать искру, а, следовательно, и загорание нефтепродукта. Надежным методом борьбы с накоплением статического электричества является заземление всех металлических частей аппаратуры, насосов, трубопроводов и т.п. Оптические свойства нефти. К оптическим характеристикам нефти относятся цвет, флуоресцентная и оптическая активность. Углеводороды нефти бесцветны. Тот или иной цвет нефти придают содержащиеся в них смолы и асфальтены, а также некоторые сернистые соединения. Чем тяжелее нефть, тем больше содержится в ней смолисто-асфальтеновых веществ, и тем она темнее. Флуоресценцией называется свечение в отраженном свете. Это явление характерно для сырой нефти и нефтепродуктов. Причины флуоресценции нефти точно не известны. Не исключено, что это связано с наличием в нефти полиядерных ароматических углеводородов или примесей. Не случайно, глубокая очистка нефти ликвидирует флуоресценцию. Под оптической активностью нефтепродуктов, как и других органических соединений, понимают их способность вращать плоскость поляризации света при прохождении света через вещество. Большинство нефтей вращают плоскость поляризации вправо, т.е. содержат в своем составе правовращающие изомеры. Практического значения это свойство нефти не имеет. Для количественной характеристики оптических свойств нефти и нефтепродуктов нередко используют показатель преломления (n20D), удельную рефракцию (r), рефрактометрическую разность (Ri) и удельную дисперсию (). Удельная рефракция (r) определяется формулой Л.Лоренца и Г.Лоренца: r = (n2D –1)/ (n2D +2) или формулой Гладсона-Дейля: r = (nD –1)/ (в обоих формулах значения показателя преломления и плотности берутся при одной и той же температуре). Рефрактометрическая разность (интерцепт рефракции) Ri также связан с плотностью и показателем преломления нефти: Ri =n20D - 204/2. 28 Эта константа имеет постоянное значение для отдельных классов углеводородов, например, алканы – 1,0461; мноциклические углеводороды – 1,0400; полициклические – 1,0285; ароматические – 1,0627 и т.п. Удельная дисперсия () характеризует отношение разности показателей преломления для двух различных частей спектра к плотности:  = (nF - nc) 104/, где nF и nc - показатели преломления для голубой и красной линий водорода соответственно ( = 486,1 нм и 656,3 нм). Растворимость и растворяющая способность нефти. Нефть и жидкие углеводороды хорошо растворяют йод, серу, сернистые соединения, различные смолы, растительные и животные жиры. Это свойство нефтепродуктов широко используется в технике. Не случайно, на основе нефтепродуктов производят большое число высококачественных растворителей для лакокрасочной, резиновой и других отраслей промышленности. Нефть также хорошо растворяет газы (воздух, оксид и диоксид углерода, сероводород, газообразные алканы и т.п.). В воде ни нефть, ни углеводороды практически не растворимы. Из углеводородов худшая растворимость в воде у алканов, в несколько большей степени растворимы в воде ароматические углеводороды. Следует помнить, что любая система растворитель - растворяемое вещество характеризуется критической температурой растворения (КТР), при достижении которой наступает полное растворение. Причем, если в смеси находятся вещества, растворяющиеся в данном растворителе при разных температурах, то появляется возможность их количественного разделения. 4. МЕТОДЫ И СРЕДСТВА КОЛИЧЕСТВЕННОГО И КАЧЕСТВЕННОГО УЧЕТА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ 4.1. Измерение массы нефти (нефтепродукта) Массу нефти (нефтепродукта) вычисляют в соответствии с методами измерений (МИ) массы, разработанной для конкретной СИКН (СИКНП). В качестве основной и резервной схем измерений массы нефти (нефтепродукта) на СИКН (СИКНП) применяют прямой или косвенный методы динамических измерений с использованием счетчиков-расходомеров жидкости массовых или преобразователей объемного расхода соответственно, в комплекте с поточными преобразователями плотности, температуры и давления с пределами 29 допускаемой относительной погрешности измерений не превышающими значений, установленных требованиями настоящего стандарта. Допускается в качестве резервной схемы измерений массы нефти (нефтепродукта) применять прямой или косвенный методы статических измерений (до строительства основной схемы измерения в сроки согласованные сторонами или на период устранения отказа существующей основной схемы) с пределами допускаемой относительной погрешности измерений не превышающими значений, установленных требованиями ГОСТ Р 8.595 - 2004. Состав СИКН (СИКНП), технические и метрологические характеристики СИ и оборудования, входящих в состав СИКН (СИКНП), должны соответствовать техническому проекту, разработанному на основании технического задания на проектирование, МИ 2825, МИ 2837 и других нормативных документов (в том числе, вновь принятых после ввода в действие настоящих Рекомендаций), требования которых распространяются на СИКН (СИКНП) в процессе их проектирования. Массу нефти (нефтепродукта) при приеме и сдаче нефти (нефтепродукта) с применением СИКН (СИКНП) определяют по результатам прямых или косвенных методов динамических измерений с применением СИКН (СИКНП). При прямых методах динамических измерений массу нефти измеряют с применением счетчиков-расходомеров жидкости массовых, а результат измерений массы нефти получают непосредственно. Массу брутто нефти (нефтепродуктов) при прямом методе динамических измерений с применением преобразователей массового расхода получают непосредственно. При косвенных методах динамических измерений массу нефти (нефтепродуктов) определяют с применением системы обработки информации по результатам следующих измерений: 1) объема нефти (нефтепродуктов) с применением преобразователя расхода или счетчика жидкости; 2) плотности нефти (нефтепродуктов) с применением поточных преобразователей плотности; 3) давления и температуры нефти (нефтепродуктов) с применением преобразователей давления и температуры. Массу брутто нефти (нефтепродуктов) при косвенном методе динамических измерений рекомендуется определять с помощью преобразователя расхода или счетчиков жидкости и поточных преобразователей плотности. В этом случае массу брутто вычисляет системой обработки информации как произведение соответствующих значений: 1) объема и плотности нефти (нефтепродуктов), приведенной к условиям измерения объема; 2) объема и плотности нефти (нефтепродуктов), приведенных к стандартным условиям. 30 Массу нетто нефти определяют как разность массы брутто нефти и массы балласта. Массу балласта определяют как общую массу воды, хлористых солей и механических примесей в нефти. Массовую долю воды, механических примесей и хлористых солей в нефти (нефтепродуктах) определяют по ГОСТ 2477, ГОСТ 6370 и ГОСТ 21534 (только для нефти) соответственно. 4.2. Методы отбора проб Объем объединенной пробы устанавливается в нормативно-технической документации (НТД) на конкретную продукцию. 4.2.1. Отбор проб из резервуаров Перед отбором пробы из резервуара нефть и нефтепродукты отстаивают не менее 2 ч, затем удаляют отстой воды и загрязнений. Для проверки удаления воды и загрязнений по требованию представителя заказчика пробу отбирают из сифонного крана, установленного в нижнее положение. Пробу из резервуара с нефтепродуктом, находящимся под давлением свыше 1,96 кПа (200 мм вод. ст.), отбирают без разгерметизации резервуара. Пробу нефти или нефтепродукта из резервуара с понтоном или плавающей крышей отбирают из перфорированной колонны. 4.2.2. Отбор проб из вертикальных резервуаров Для отбора объединенной пробы нефти и нефтепродуктов в один прием применяют стационарные пробоотборники. За нижнюю точку отбора пробы нефти принимают уровень нижнего среза приемо-раздаточного патрубка (хлопушки) по внутреннему диаметру, а при отборе пробы нефтепродукта - уровень на расстоянии 250 мм от днища резервуара. Точечные пробы нефти или нефтепродукта из вертикального цилиндрического или прямоугольного резервуара отбирают стационарным или переносным пробоотборником с трех уровней: 1) верхнего - на 250 мм ниже поверхности нефти или нефтепродукта; 2) среднего - с середины высоты столба нефти или нефтепродукта; 3) нижнего: для нефти – нижний срез приемо-раздаточного патрубка (хлопушки) по внутреннему диаметру, для нефтепродукта - на 250 мм выше днища резервуара. Для резервуара, у которого приемо-раздаточный патрубок находится в приемке, за нижний уровень отбора пробы нефти принимают уровень на расстоянии 250 мм от днища резервуара. 31 Объединенную пробу нефти или нефтепродукта составляют смешением точечных проб верхнего, среднего и нижнего уровней в соотношении 1:3:1 соответственно. Точечные пробы из резервуара, в котором нефтепродукт компаундируется, при проверке однородности нефтепродукта отбирают и анализируют отдельно. По требованию представителя заказчика точечные пробы нефтепродукта отбирают через каждые 1000 мм высоты столба нефтепродукта. За начало отсчета первой 1000 мм принимают поверхность нефтепродукта. Объединенную пробу составляют смешением точечных проб одинаковых по объему. Точечные пробы при высоте уровня нефти или нефтепродукта в резервуаре не выше 2000 мм (или остаток после опорожнения) отбирают с верхнего и нижнего уровней. Объединенную пробу составляют смешением точечных проб одинаковых по объему верхнего и нижнего уровней. При высоте уровня нефтепродукта менее 1000 мм (остаток после опорожнения) отбирают с нижнего уровня одну точечную пробу. 4.2.3. Отбор проб из горизонтальных резервуаров Точечные пробы нефти (нефтепродукта) из горизонтального цилиндрического резервуара диаметром более 2500 мм отбирают с трех уровней переносным пробоотборником: 1) верхнего - на 200 мм ниже поверхности нефти (нефтепродукта); 2) среднего - с середины высоты столба нефти (нефтепродукта); 3) нижнего - на 250 мм выше нижней внутренней образующей резервуара. Объединенную пробу составляют смешением точечных проб верхнего, среднего и нижнего уровней в соотношении 1:6:1 соответственно. Точечные пробы нефти или нефтепродукта из горизонтального цилиндрического резервуара диаметром менее2500 мм независимо от степени заполнения, а также из горизонтального цилиндрического резервуара диаметром более 2500 мм, но заполненного до высоты, равной половине диаметра и менее, отбирают с двух уровней: 1) с середины высоты столба жидкости; 2) с 250 мм выше нижней внутренней образующей резервуара. Объединенную пробу составляют смешением точечных проб среднего и нижнего уровней в соотношении 3:1 соответственно. При высоте уровня нефтепродукта менее 500 мм отбирают с нижнего уровня одну точечную пробу. По требованию потребителя из горизонтального цилиндрического резервуара донную пробу нефтепродукта могут отобрать переносным металлическим пробоотборником. 32 4.2.4. Отбор проб из наливных судов Точечные пробы из танка наливного судна с высотой уровня нефти или нефтепродукта более 3000 мм отбирают с трех уровней переносным пробоотборником: 1) верхнего - на 250 мм ниже поверхности нефти или нефтепродукта; 2) среднего - с середины высоты столба нефти или нефтепродукта; 3) нижнего - на 250 мм выше днища танка. Объединенную пробу составляют смешением точечных проб верхнего, среднего и нижнего уровней в соотношении 1:3:1 соответственно. Точечные пробы из танка наливного судна с высотой уровня нефти (нефтепродукта) 3000 мм и менее отбирают с двух уровней: 1) среднего - с середины высоты столба нефти или нефтепродукта; 2) нижнего - на 250 мм выше днища танка. Объединенную пробу составляют смешением точечных проб среднего и нижнего уровней в соотношении 3:1 соответственно. Если судно загружено одним видом нефти (нефтепродуктом) одной марки, объединенную пробу составляют смешением объединенных проб каждого танка вместимостью 1000 м3 и более и не менее 25 % числа всех танков вместимостью менее 1000 м3, включая танки, которые загружаются вначале и в конце налива. Объединенную пробу для судна составляют смешением объединенных проб из отдельных танков пропорционально объему продукта из каждого танка. Если наливное судно загружено нефтью различных видов (нефтепродуктами различных марок), объединенные пробы составляют по каждой группе танков с нефтью отдельного вида (нефтепродуктом отдельной марки) аналогично составлению объединенной пробы для судна. Объединенную пробу для судна или группы танков с нефтью (нефтепродуктом), предназначенным для экспорта, длительного хранения или представителя заказчика, составляют из объединенных проб каждого танка. Если судно загружается последовательно по одному трубопроводу нефтью различных видов (нефтепродуктами различных марок), дополнительно отбирают в пунктах налива точечные пробы и составляют отдельно объединенную пробу для танка, с которого начинается налив нефти каждого вида (нефтепродукта каждой марки). Объединенную пробу остатка нефти (нефтепродукта) для судна или группы танков составляют из точечных проб, отобранных с середины высоты остатка от 25 % всех танков, смешением пропорционально объему нефти (нефтепродукта) в каждом из этих танков. При загрузке судна нефтью (нефтепродуктом), предназначенными для экспорта или представителя заказчика, объединенную пробу остатка для судна или группы танков составляют из точечных проб, отобранных из каждого 33 танка, смешением пропорционально объему нефти (нефтепродукта) в каждом танке. 4.2.5. Отбор проб из железнодорожных и автомобильных цистерн и вагонов для нефтебитума Точечную пробу из железнодорожной или автомобильной цистерны отбирают переносным пробоотборником с уровня, расположенного на высоте 0,33 диаметра цистерны от нижней внутренней образующей цистерны. Донную пробу нефтепродукта (нефти) отбирают переносным металлическим пробоотборником. Точечные пробы для нескольких цистерн с нефтью одного вида (нефтепродуктом одной марки) отбирают из каждой четвертой цистерны, но не менее чем из двух цистерн. В этом случае объединенную пробу составляют смешением точечных проб пропорционально объемам нефти (нефтепродукта) в цистернах, из которых отобраны пробы. При наливе по одному трубопроводу нефтепродуктов разных марок точечные пробы из цистерн, с которых начинался налив нефтепродуктов каждой марки, отбирают и анализируют отдельно. Точечные пробы нефтепродукта длительного хранения, предназначенного для экспорта или Министерства обороны РФ, отбирают из каждой цистерны. Объединенную пробу для цистерн, отправляемых в один пункт назначения, составляют смешением точечных проб пропорционально объему продукта в цистернах. Из вагона для нефтебитума отбирают одну точечную пробу с поверхности битума любого бункера. Объединенную пробу для нескольких вагонов составляют смешением точечных проб одинаковых по объему из каждого вагона. 4.2.6. Порядок отбора проб нефти (нефтепродукта) из резервуаров, подземных хранилищ, транспортных средств стационарным и переносным пробоотборниками Перед отбором пробы из пробоотборной системы стационарного пробоотборника сливают в другой сосуд жидкость, которая не должна входить в пробу. Объем сливаемой жидкости должен быть не менее двух объемов пробоотборной системы стационарного пробоотборника. Из траншейного типа резервуаров, вертикальных, горизонтальных, танков наливных судов, железнодорожных и автомобильных цистерн, подземных хранилищ шахтного типа, ледогрунтовых хранилищ пробу нефти или нефтепродукта отбирают переносным пробоотборником следующим образом: 1) измеряют уровень нефти или нефтепродукта; 2) рассчитывают уровни отбора точечных проб; 34 3) опускают закрытый пробоотборник до заданного уровня так, чтобы отверстие, через которое происходит его заполнение, находилось на этом уровне; 4) открывают крышку или пробку, заполняя пробоотборник и поднимают его. Пробы с нескольких уровней отбирают последовательно сверху вниз. Донную пробу из резервуара или транспортного средства отбирают следующим образом: 1) пробоотборник опускают, устанавливают на днище резервуара или транспортного средства, извлекают пробку из штуцера и выдерживают его до заполнения пробой. Заполненный пробоотборник поднимают и сливают пробу в пробоприемник; 2) пробоотборник опускают на днище резервуара или транспортного средства. При касании о днище шток поднимается, и в образовавшуюся щель начинает поступать нефть или нефтепродукт. Пробоотборник выдерживают в этом положении до его заполнения, пробой, поднимают и переливают ее в пробоприемник. Пробу нефтепродукта из сифонного крана отбирают переносным пробоотборником. При измерении температуры и плотности нефти (нефтепродукта) пробоотборник выдерживают на заданном уровне до начала его заполнения не менее 5 мин. Допускается вместо выдержки термостатического пробоотборника в течение 5 мин ополаскивать его нефтью (нефтепродуктом), отобранным с уровня, на котором должна быть измерена температура или плотность. Бутылку с отобранной пробой легкоиспаряющегося нефтепродукта с нормированным давлением насыщенных паров вынимают из каркаса, герметично закупоривают, а для отбора следующей пробы вставляют сухую чистую бутылку. При составлении объединенной пробы каждую точечную пробу перемешивают, берут необходимый объем и сливают в один сосуд. Объединенную пробу составляют сразу после отбора проб. 4.2.7. Отбор проб из трубопровода Общие требования Пробу нефти (нефтепродукта) из трубопровода отбирают стационарным пробоотборником. Пробозаборные трубки монтируют на корпусе диспергатора. Пробу из трубопровода отбирают только в процессе перекачивания при скорости жидкости на входе в пробозаборное устройство, рапной средней линейной скорости жидкости в трубопроводе в том же направлении. Допускается отбирать пробу при скорости жидкости на входе в пробозаборное устройство не менее половины или не большей чем в два раза 35 средней линейной скорости жидкости в трубопроводе. Пробозаборное устройство устанавливают внутри трубопровода в однородном потоке (содержание воды, солей и механических примесей одинаково по поперечному сечению) жидкости на вертикальном или горизонтальном участке трубопровода при высокой линейной скорости движения жидкости, после насоса или перемешивающего устройства. На вертикальном участке трубопровода пробозаборное устройство устанавливают в конце участка по направлению движения жидкости на расстоянии половины диаметра трубопровода до начала его изгиба, если участок трубопровода только нисходящий или только восходящий. Пробозаборное устройство устанавливают в конце второго участка по направлению движения жидкости на расстоянии половины диаметра трубопровода до начала его изгиба, если трубопровод имеет нисходящий и восходящий вертикальные участки, расположенные рядом. Длина только нисходящего или только восходящего вертикального участка трубопровода или суммарная длина вертикальных участков, расположенных рядом, должна быть не менее шести диаметров трубопровода. На горизонтальном участке трубопровода узел выхода пробозаборного устройства располагают сверху. На вертикальном или горизонтальном участке трубопровода, по которому течет однородный поток нефти (нефтепродукта), устанавливают пробозаборное устройство в виде одной трубки с загнутым концом независимо от диаметра трубопровода. Загнутый конец трубки располагают по оси трубопровода навстречу потоку. При неоднородном потоке жидкости устанавливают вертикально по диаметру трубопровода пробозаборное устройство щелевого типа с одним или пятью отверстиями, ориентированными навстречу потоку. Допускается устанавливать пробозаборное устройство в виде пробозаборных трубок с загнутыми концами, направленными навстречу потоку: 1) одна - при диаметре до 100мм; 2) три - при диаметре от 100 до400 мм; 3) пять - при диаметре свыше400 мм. В пробозаборном устройстве из пяти трубок открытые загнутые концы трубок устанавливают по вертикальному сечению трубопровода следующим образом: 1) одну трубку диаметром d1 - на оси трубопровода; 2) две трубки диаметром d2 - по обе стороны горизонтальной оси по вертикали на расстоянии 0,4 радиуса трубопровода; 3) две трубки диаметром d3 - по обе стороны горизонтальной оси по вертикали на расстоянии 0,8 радиуса трубопровода. Соотношение диаметров трубокd1:d2:d3 должно быть 6:10:13. 36 В пробозаборном устройстве из трех трубок открытые загнутые концы трубок устанавливают следующим образом: 1) одну трубку - на оси трубопровода; 2) две трубки - по обе стороны горизонтальной оси по вертикали на расстоянии 0,66 радиуса трубопровода. Трубки должны быть одинакового диаметра. При отборе проб нефтепродуктов, полученных смешением на потоке, пробозаборное устройство должно быть на расстоянии не менее 25 диаметров трубопровода вниз по потоку от места ввода последнего компонента, чтобы обеспечить перемешивание всех компонентов и получение пробы из однородного потока. При отборе пробы подогретой высоковязкой нефти (нефтепродукта) для предотвращения затвердевания необходимо обеспечить теплоизоляцию или обогрев пробоотборника и его соединений. Пробоотборник располагают как можно ближе к пробозаборному устройству и заполняют пробой не более чем на 90 % его вместимости. Пробу легкоиспаряющейся нефти или нефтепродукта из пробосборника не переливают. Пробосборник отсоединяют и заменяют другим. Пробу нефти (нефтепродукта) с давлением насыщенных паров не более 40 кПа (300 мм. рт. ст.) после тщательного перемешивания в плотно закрытом пробосборнике допускается переливать из пробосборника в пробоприемник с соответствующей этикеткой. При соединении или отсоединении пробосборника или переливании пробы в пробосборник не допускается загрязнение пробы. Пробозаборное устройство щелевого типа состоит из стабилизатора и пробозаборной трубки. 4.2.8. Автоматический отбор проб из трубопровода Объединенная проба составляется автоматически из точечных проб, объем которых устанавливают 1-10 см3. Минимальное число точечных проб должно быть не менее 300. Объем и число точечных проб определяются временем и объемом перекачивания. Объем объединенной пробы должен быть не менее 3000 см3. Регулятор автоматического пробоотборника должен быть опломбирован. Для отбора пробы автоматическим пробоотборником необходимо обеспечить постоянное движение части перекачиваемой нефти (нефтепродукта) через пробозаборное устройство по обводной линии от основного трубопровода (по контуру отбора проб). Пробу отбирают из контура отбора проб без прекращения этого движения. При отборе проб нефти (нефтепродукта) автоматическим пробоотборником должен быть предусмотрен также ручной отбор проб из контура отбора. При отсутствии движения по контуру отбора пробу отбирают после слива нефти (нефтепродукта) в другой сосуд в объеме, равном трехкратному объему нефти 37 (нефтепродукта), заполняющего всю пробоотборную систему до крана, из которого производится слив пробы. 4.2.9. Ручной отбор проб нефти (нефтепродукта) из трубопровода Ручным пробоотборником отбирают только точечную пробу. Точечные пробы отбирают через равные объемы перекачивания нефти (нефтепродукта) или через равные промежутки времени. При производительности перекачивания не более 500 м3/ч точечные пробы отбирают через каждые 500 м3. Объединенную пробу составляют смешением одинаковых по объему точечных проб. При производительности перекачивания более 500 м3/ч точечные пробы отбирают не реже чем через каждый час. Объединенную пробу составляют смешением точечных проб, пропорциональных объему нефти (нефтепродукта), перекачиваемого за это время. При периодических перекачиваниях отбирают пробы, но не менее трех точечных проб через равные объемы перекачивания или равные интервалы времени. Точечную пробу легкоиспаряющейся нефти (нефтепродукта) отбирают герметично в пробоотборник закрытого типа. При применении пробоприемника с выравненным давлением его подключают к пробоотборному крану, создают необходимое противодавление, плавно заполняют пробой, закрывают вентили на пробоприемнике, затем пробоотборный кран и отсоединяют пробоприемник. Пробоприемник, применяемый с «рассолом» перед отбором пробы, полностью заполняют «рассолом» и закрывают вентили. Температура рассола должна быть не выше температуры отбираемой нефти (нефтепродукта). Соединяют кран (вентиль) пробоприемника с краном для слива пробы на трубопроводе и открывают все вентили на входной стороне пробоприемника. Открывают донный или выходной вентиль плавно, чтобы рассол медленно вытеснялся пробой, входящей в пробоприемник. Регулируют поток так, чтобы давления в пробоприемнике и трубопроводе были равными. Закрывают выходной вентиль, как только нефть (нефтепродукт) начнет выходить из выходного отверстия пробоприемника, затем последовательно закрывают входной вентиль пробоприемника и кран для слива пробы на трубопроводе и отсоединяют пробоприемник. Пробоприемник с накоплением пробы вытеснением воздуха устанавливают вертикально и подсоединяют к пробоотборному крану через нижний вентиль. Открывают вентили на пробоприемнике, затем пробоотборный кран и пропускают через пробоприемник отбираемую нефть (нефтепродукт) в трехкратном объеме пробоприемника. В конце промывки закрывают вентили на пробоприемнике, пробоотборный кран и отсоединяют пробоприемник. 38 При отборе пробы нефти (нефтепродукта) для определения содержания воды и солей применяют пробоприемники с накоплением пробы вытеснением воздуха. В качестве пробоприемника с применением рассола или воздуха используют пробоотборник типа ПГО. При давлении насыщенных паров нефти (нефтепродукта) не более 67 кПа (500 мм. рт. ст.) допускается применять бутылку с двумя трубками в пробке. Пробу нефти (нефтепродукта) с давлением насыщенных паров не более 40 кПа (300 мм. рт. ст.) допускается отбирать в сосуд открытого типа. Регулируют кран для слива на трубопроводе так, чтобы из него вытекала непрерывная равномерная струя, которую направляют в пробоприемник по трубке, доходящей до его днища. Отбор проб проводят в месте, защищенном от пыли и атмосферных осадков. Жидкий нефтепродукт перед отбором пробы из тары перемешивают. Содержимое бочки необходимо перемешать перекатыванием в течение 5 мин. Содержимое бидона, банки, бутыли перемешивают в течение 5 мин. тщательным встряхиванием или с помощью специальной мешалки. Поверхность вокруг пробок, крышек и дна перед открыванием очищают. Пробоотборную трубку для отбора точечной пробы жидкого нефтепродукта опускают до дна тары, затем верхнее отверстие закрывают пальцем и извлекают трубку из тары. Пробу сливают, открывая закрытый конец трубки. Объединенную пробу жидкого нефтепродукта составляют смешением точечных проб. Точечную пробу мазеобразного нефтепродукта отбирают щупом поршневым или винтообразным, с продольным вырезом или прямым без выреза. На месте погружения щупа удаляют верхний слой нефтепродукта толщиной 25 мм. Винтообразный щуп опускают, ввинчивая в нефтепродукт, до дна тары, затем извлекают и лопаточкой снимают с него пробу. Поршневой щуп опускают вдавливанием в нефтепродукт до дна тары и, поворачивая на 180°, прорезают нефтепродукт проволокой, припаянной к нижнему концу щупа, затем щуп извлекают и поршнем выдавливают из него пробу. Щуп с продольным вырезом опускают, ввинчивая в нефтепродукт, до дна тары, а затем извлекают и освобождают из него пробу шпателем, вставленным в верхнюю часть прорези, перемещая его вниз. Прямой щуп без выреза погружают до дна тары с расплавленным битумом, затем извлекают и ножом соскабливают с него пробу. Слой нефтепродукта толщиной 5 мм в верхней части щупа не включают в пробу. Объединенную пробу мазеобразного нефтепродукта составляют смешением точечных проб без их расплавления. Точечную пробу твердых плавких нефтепродуктов из бочки и мешка, заполненного наливом, отбирают в виде куска с помощью ножа, зубила, долота, топора, колуна. Точечную пробу из ящика или мешка, заполненного плитками или кусками, берут в виде одной плитки или одного куска. Объединенную 39 пробу для плавкого нефтепродукта, упакованного в мешки или бочки, составляют, откалывая от каждого отобранного куска или плитки по одному куску примерно равного размера и перемешивая их, не расплавляя. Точечную пробу нефтепродукта, находящегося в расплавленном состоянии в бочках, отбирают и составляют объединенную пробу. Точечную пробу порошкообразного нефтепродукта из мешка, пакета или контейнера отбирают щупом, погружая его на всю толщину нефтепродукта. Объединенную пробу составляют смешением точечных проб. 5. СОСТАВ И ХАРАКТЕРИСТИКА КОЛИЧЕСТВА НЕФТИ СИСТЕМ ИЗМЕРЕНИЯ Рекомендуемый состав СИКН (СИКНП) для измерения массы нефти (нефтепродуктов) прямым методом динамических измерений приведен в табл. 5.1. Т а б л и ц а 5.1 Рекомендуемый состав СИКН (СИКНП) для измерения массы нефти (нефтепродуктов) прямым методом динамических измерений Наименование СИ и Пределы допускаемой оборудования, входящих в Примечание погрешности СИ состав СИКН (СИКНП) 1 2 3 1 Основные СИ и оборудование, устанавливаемые на технологической части СИКН (СИКНП) 1.1 Измерительные линии 1.1.1 Счетчик± 0,25 %* расходомер жидкости массовый рабочий и резервный 1.1.2 Счетчик± 0,20 %** расходомер жидкости При наличии по массовый контрольный проекту 1.1.3 Счетчик± 0,1 %** расходомер жидкости При наличии по массовый эталонный проекту 1.1.4 Преобразователи ± 2,5 %*** разности давления Для контроля (дифманометры) и загрязненности манометры на фильтрах фильтров 1.1.5 Преобразователь ± 0,5 %*** 40 давления 1.1.6 Манометры 1.1.7 Преобразователь температуры 1.1.8 Термометр стеклянный 1.1.9 Фильтр ± 0,6 %*** ± 0,2 °С**** +0,2 °С**** 1.1.10 Задвижки или шаровые краны (запорная арматура) электроприводные, в том числе с гарантированным перекрытием потока и оборудованные устройствами контроля герметичности 1.1.11 Регулятор расхода 1.1.12 Регулятор давления на выходе СИКН (СИКНП) 1.1.13 Пробозаборное устройство (устанавливается на коллекторе СИКН (СИКНП)) 1.2 БИК 1.2.1 ПП поточный 1.2.2 Преобразователь давления 1.2.3 Манометр 1.2.4 Преобразователь Цена деления термометра 0,1 °С При наличии в составе СИКН (СИКНП) отдельного блока фильтров фильтр на ИЛ не устанавливают Только та запорная арматура, негерметичность которой влияет на достоверность результатов измерений при учетных операциях, при поверке и КМХ преобразователь массового расхода. На вновь строящихся и реконструируемых СИКН (СИКНП) При наличии по проекту При проекту наличии по Согласно ГОСТ 2517 ± 0,30 кг/м**** ± 0,5 %*** ± 0,6 %*** ± 0,2 °С**** 41 При отсутствии на ПУ плотномера. При наличии по проекту температуры 1.2.5 Термометр стеклянный 1.2.6 Расходомер 1.2.7 Пробоотборники автоматические (рабочий и резервный) с диспергатором 1.2.8 Пробоотборное устройство для ручного отбора пробы с диспергатором 1.2.9 Регулятор расхода ± 0,2 °С**** Цена деления термометра 0,1 °С ± 5,0 %* При применении частотного регулятора числа оборотов циркулярного насоса регулятор расхода в БИК не устанавливают. На вновь строящихся и реконструируемых СИКН (СИКНП) или БИК и при наличии по проекту 1.2.10 Циркуляционный При возможности насос обеспечения необходимого расхода в БИК допускается применение безнасосной схемы 2 Основные СИ и оборудование, устанавливаемые вне технологической части СИКН (СИКНП) 2.1 СОИ ± 0,05 %* 2.2 АРМ-оператора На вновь строящихся и реконструируемых СИКН (СИКНП) и при наличии по проекту 2.3 Вторичная ± 0,05 %* аппаратура преобразователя массового расхода 2.4 Стационарная I или II разряда При наличии по поверочная установка проекту. На одной 42 площадке (СИКНП) 3 Дополнительные СИ и оборудование 3.1 Преобразователь ± 0,1 %**** влагосодержания поточный (рабочий и резервный) в БИК 3.2 Преобразователь серосодержания поточный в БИК с диапазонами измерений: ± 0,02 %**** - (00,6)% ± 0,06 %**** - (0,11,8)% ± 0,18 %**** - (1,85,0)% 3.3 Индикатор (датчик) контроля наличия свободного газа 3.4 Термостатирующий цилиндр в БИК 3.5 Промывочный насос в БИК 3.6 Газосигнализатор в БИК 3.7 Датчик пожара в БИК 3.8 Нагреватель электрический с терморегулятором в БИК 3.9 Вентилятор вытяжной в БИК При проекту с СИКН наличии по При наличии по проекту Количество и место установки определяется проектом При наличии по проекту При наличии по проекту При наличии по проекту При наличии по проекту При проекту При проекту наличии по наличии по Примечания к таблице 5.1. 1) * - пределы допускаемой относительной погрешности в диапазоне измерений. 2) ** - пределы допускаемой относительной погрешности в точке расхода. 3) *** - пределы допускаемой приведенной погрешности. 4) **** - пределы допускаемой абсолютной погрешности. 5) Допускается размещать ИЛ и БИК в общем укрытии или в общем блокбоксе по МИ 2825, МИ 2837. 6) Допускается оснащать технологические части СИКН (СИКНП) различными вспомогательными системами, необходимыми для поддержания 43 СИКН (СИКНП) в исправном (рабочем) состоянии, например, системами продувки, промывки или пропарки, при наличии по проекту. Рекомендуемый состав СИКН (СИКНП) для измерения массы нефти (нефтепродуктов) косвенным методом динамических измерений приведен в таблице 5.2. Т а б л и ц а 5.2 Рекомендуемый состав СИКН (СИКНП) для измерения массы нефти (нефтепродуктов) косвенным методом динамических измерений Наименование СИ и Пределы оборудования, входящих в состав допускаемой Примечание СИКН погрешности СИ 1 2 3 1 Основные СИ и оборудование, устанавливаемые на технологической части СИКН 1.1 Измерительные линии 1.1.1 ПР или счетчики жидкости рабочие, резервный ± 0,15 %* 1.1.2 ПР или счетчик жидкости При наличии по контрольный ± 0,1 %** проекту 1.1.3 Преобразователи давления ± 0,5 %*** 1.1.4 Преобразователи перепада давления Для контроля (дифманометры) и манометры на загрязненности фильтрах ± 2,5 %*** фильтров 1.1.5 Манометры ±0,6%*** 1.1.6 Преобразователи температуры в комплекте с термосопротивлениями (сенсорами) класса А ±0,2 °С **** 1.1.7 Термометры стеклянные ±0,2 °С**** Цена деления 0,1 °С 1.1.8 Фильтры При наличии в составе СИКН отдельного блока фильтров фильтр на ИЛ не устанавливают ( ) 1.1.9 Задвижки или шаровые * Только та краны (запорная арматура) запорная арматура, электроприводные, в том числе с негерметичность гарантированным перекрытием которой влияет на 44 потока и устройствами герметичности(*) оборудованные контроля достоверность результатов измерений при учетных операциях, при поверках и КМХ ПР или счетчиков жидкости. На вновь строящихся и реконструируемых СИКН При наличии по проекту При наличии по проекту 1.1.10 Струевыпрямители 1.1.11 Регулятор расхода 1.1.12 Пробозаборное устройство (устанавливается на коллекторе СИКН) 1.1.13 Регулятор давления на выходе СИКН 1.2 БИК 1.2.1 ПП 1.2.2 Преобразователь давления 1.2.3 Манометры 1.2.4 Термометры стеклянные 1.2.5 Преобразователи температуры в комплекте с термосопротивлениями (сенсорами) класса А 1.2.6 Расходомер 1.2.7 Пробоотборник автоматический (рабочий и резервный) с диспергатором 1.2.8 Регулятор расхода 1.2.9 насос(**) Согласно ГОСТ 2517 При наличии по проекту При ± 0,30 кг/м **** проекту 3 ± 0,5 %*** ± 0,6 %*** ± 0,2 °С**** наличии по Цена деления 0,1 °С ± 0,2 °С**** ± 5,0 % * На вновь строящихся и реконструируемых СИКН и при наличии по проекту При возможности обеспечения необходимого расхода Циркуляционный 45 в БИК допускается применение безнасосной схемы. 2 Основные СИ и оборудование, устанавливаемые вне технологической части СИКН 2.1 СОИ ± 0,05 %** 2.2 Вторичная аппаратура ПР В случае или счетчиков жидкости невозможности применения ПР или счетчиков жидкости без вторичной ± 0,05 %** аппаратуры (прибора) 2.3 АРМ-оператора На вновь строящихся и реконструируемых СИКН и при наличии по проекту 2.4 Стационарная поверочная На одной площадке установка I или II разряда с СИКН 3 Дополнительные СИ и оборудование 3.1 ПП эталонный При наличии по 3 стационарный в БИК ± 0,1 кг/м **** проекту 3.2 ПВ в БИК При наличии по ± 1,0 %*** проекту 3.3 Преобразователь влагосодержания поточный При наличии по (рабочий и резервный) в БИК ± 0,1 %**** проекту 3.4 Преобразователь серосодержания поточный в БИК с диапазонами измерений: - (00,6)% ± 0,02 %**** - (0,11,8)% ± 0,06 %**** При наличии по - (1,85,0)% ± 0,18 %**** проекту 3.5 Устройство по При наличии по корректировке коэффициента проекту, для коррекции преобразования ПР или счетчиков коэффициента жидкости по расходу или расходу преобразования ПР или и вязкости ± 0,05 %* счетчиков жидкости 3.6 Суммирующий прибор При количестве рабочих измерительных линий ± 0,05 %* 2 и более и отсутствии 46 в СОИ встроенной функции суммирования При наличии по проекту При наличии по проекту При наличии по проекту При наличии по проекту При наличии по проекту При наличии по проекту 3.7 Индикатор (датчик) контроля наличия свободного газа 3.8 Термостатирующий цилиндр в БИК 3.9 Промывочный насос в БИК 3.10 Газосигнализатор в БИК 3.11 Датчик пожара в БИК 3.12 Вентилятор вытяжной в БИК 3.13 Нагреватель электрический с терморегулятором в БИК При проекту наличии по Примечания к таблице 5.2. 1) * - пределы допускаемой относительной погрешности в диапазоне измерений. 2) ** - пределы допускаемой относительной погрешности в точке расхода. 3) *** - пределы допускаемой приведенной погрешности. 4) **** - пределы допускаемой абсолютной погрешности. 5) Допускается размещать измерительные линии и БИК в общем укрытии или в общем блок-боксе по МИ 2825, МИ 2837. 6) Допускается оснащать технологические части СИКН (СИКНП) различными вспомогательными системами, необходимыми для поддержания СИКН (СИКНП) в исправном (рабочем) состоянии, например, системами продувки, промывки или пропарки, при наличии по проекту. 6. ВИДЫ ПОВЕРОК. ПОВЕРКА РАСХОДОМЕРОВ. ОПИСАНИЕ И ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ТРУБОПОРШНЕВЫХ ПОВЕРОЧНЫХ УСТАНОВОК. МЕТОДЫ ПОВЕРКИ РЕЗЕРВУАРОВ 6.1. Методы поверки резервуаров Поверку резервуара проводят геометрическим (динамическим или статическим) методами. 47 или объемным Допускаются: 1) комбинация геометрического и объемного методов поверки, например, определение вместимости «мертвой» полости или вместимости резервуара в пределах высоты неровностей днища объемным методом при применении геометрического метода поверки; 2) комбинация динамического объемного и статического объемного методов поверки. При геометрическом методе поверки резервуара вместимость первого пояса определяют по результатам измерений длины наружной окружности, толщины стенки и высоты первого пояса. Вместимости вышестоящих поясов определяют по результатам измерений радиальных отклонений образующих от вертикали, толщин стенок и их высот. При объемном методе поверки резервуара вместимость определяют путем непосредственных измерений уровня поверочной жидкости, поступившей в резервуар, с одновременными измерениями ее температуры и объема, соответствующих измеренному уровню. 6.2. Требования к условиям поверки При поверке соблюдают следующие условия: 6.2.1. Требования при геометрическом методе 1) Температура окружающего воздуха (20 ± 15) ° С. 2) Скорость ветра - не более 10 м/с. 3) Состояние погоды - без осадков. Резервуар при первичной поверке должен быть порожним. При периодической и внеочередной поверках в резервуаре может находиться жидкость до произвольного уровня, а в резервуаре с плавающим покрытием до минимально допустимого уровня, установленного в технологической карте резервуара. Плавающая крыша должна быть освобождена от посторонних предметов (от воды и других предметов, не относящихся к плавающей крыше). При наличии жидкости в резервуаре для нефтепродукта при его поверке (периодической, внеочередной) допускается использовать результаты измерений вместимости «мертвой» полости, полученные ранее, если изменение базовой высоты резервуара по сравнению с результатами ее измерений в предыдущей поверке составляет не более 0,1 %, а изменения степени наклона и утла направления наклона резервуара составляют не более 1 %. В этом случае вместимость резервуара должна быть определена, начиная с исходного уровня или с уровня, соответствующего всплытию плавающего покрытия, до уровня, соответствующего полной вместимости резервуара. 48 Примечание - Вместимость «мертвой» полости резервуара для нефти (нефтепродуктов), образующих парафинистые отложения, при проведении периодической и внеочередной поверок допускается принимать равной ее вместимости, полученной при первичной поверке резервуара или полученной при периодической поверке резервуара после его зачистки. 6.2.2. Требования при объемном методе поверки Температура окружающего воздуха и поверочной жидкости - от плюс 5 до плюс 35 °С. Примечание - При применении установки температура окружающего воздуха допускается от -15 до +35 °С; нижний предел температуры поверочной жидкости допускается до -5 °С - при применении бензина, до +2 °С - при применении дизельного топлива и воды; верхний предел температуры бензина не должен превышать +25 °С. Изменение температуры поверочной жидкости в резервуаре и счетчике жидкости или установке за время поверки не должно превышать: 1) 2 °С - при применении в качестве поверочной жидкости воды; 2) 0,5 °С - при применении в качестве поверочной жидкости нефти (нефтепродуктов). Вязкость поверочной жидкости должна находиться в пределах поверенного диапазона измерений счетчика жидкости. Рабочий диапазон расхода поверочной жидкости должен находиться в пределах поверенного диапазона измерений счетчика жидкости. В случае изменения диапазона измерений (для счетчика жидкости с импульсным выходным сигналом) применяют соответствующий новому диапазону коэффициент преобразования счетчика жидкости. Исключают возможность попадания воздуха в измерительную систему, собранную для поверки резервуара (рис. 6.1). Рис. 6.1 - Схема измерительной системы с применением эталонных уровнемера и счетчика жидкости 49 1 - датчик измерения средней температуры жидкости; 2 - уровнемер; 3 - поверяемый резервуар; 4 - термометр (измеритель температуры); 5 - трехходовой кран; 6 - счетчик жидкости; 7 - манометр; 8 - клапан автоматический воздушный (вантуз); 9 - фильтр; 10 дроссель; 11 -насос; 12 - линия всасывания; 13 - приемный резервуар; 14 воронкогаситель; 15, 20 - вентили резервуаров; 16 - вентиль технологического трубопровода (водопровода); 17 - технологический трубопровод (водопровод); 18 - линия подачи поверочной жидкости в поверяемый резервуар (линия нагнетания); 19 - обратный клапан; 21 - расширитель струи Процесс определения вместимости резервуара при его поверке должен идти непрерывно (без перерывов, приводящих к изменению объема и уровня поверочной жидкости в резервуаре), начиная с уровня, равного нулю, до уровня, соответствующего полной вместимости резервуара или уровня определенной дозы. Скорость наполнения резервуара в процессе поверки не должна превышать 0,3 мм/с. Отбор жидкости при поверке резервуара может быть осуществлен из: а) приемного резервуара; б) технологического трубопровода (при применении в качестве поверочной жидкости нефти или нефтепродуктов); Подача поверочной жидкости в поверяемый резервуар может быть осуществлена без насоса (рис. 6.1). Резервуар освобождают и очищают от остатков нефти или нефтепродукта. Поверки резервуара проводят: 1) первичную - после завершения строительства резервуара или капитального ремонта и его гидравлических испытаний - перед вводом его в эксплуатацию; 2) периодическую - по истечении срока межповерочного интервала; 3) внеочередную - в случаях изменения базовой высоты резервуара более чем на 0,1 %; при внесении в резервуар конструктивных изменений, влияющих на его вместимость, и после очередного полного технического диагностирования. 6.3. Проведение поверки резервуара 6.3.1. Проведение поверки резервуара геометрическим методом Измерения длины окружности первого пояса Длину окружности Lн измеряют на отметке высоты: 1) равной 3/4 высоты первого пояса, если высота пояса находится в пределах 1500-2250 мм; 2) равной 8/15 высоты первого пояса, если высота пояса составляет 3000 мм. 50 При наличии деталей, мешающих измерениям, допускается уменьшать высоту на величину до 300 мм от отметки 3/4 или 8/15 высоты первого пояса. Перед измерением длины окружности на высоте через каждые 5 м наносят горизонтальные отметки на стенке резервуара. По нанесенным отметкам рулетку прикладывают к стенке резервуара. Начальную точку измерений длины окружности выбирают на стенке резервуара и отмечают двумя взаимно перпендикулярными штрихами при помощи чертилки, толщина лезвия которой не более 0,5 мм. Начало ленты рулетки укладывают нижней кромкой по горизонтальному штриху и начальную отметку шкалы рулетки совмещают с вертикальным штрихом начальной точки измерений на стенке резервуара. При измерениях лента рулетки должна быть натянута, плотно прилегать к стенке резервуара, не перекручиваться и лежать нижней кромкой на горизонтальных штрихах. Натяжение рулетки осуществляют при помощи динамометра усилием: 1) 100±10 Н - для рулеток длиной 10 м и более; 2) 10±1 Н - для рулеток длиной 1-5 м. Для рулеток с желобчатой лентой - без натяжения. После создания необходимого натяжения против конечной отметки шкалы рулетки на стене резервуара отмечают вертикальный штрих, а по нижней кромке ленты горизонтальный. Последующие укладки рулетки проводят в том же порядке. При измерениях следят, чтобы начало шкалы рулетки совпало с конечным штрихом предыдущей укладки. Длину окружности L н измеряют не менее двух раз. Начальную точку второго измерения смещают по горизонтали от начала первого не менее чем на 500 мм. Относительное расхождение между результатами двух измерений длины окружности δLн , %, рассчитываемое по формуле L н  2  L н1  L н 2 100 , L н1  L н 2 (6.1) должно находиться в пределах погрешности ± 0,01 %. При расхождении, превышающем 0,01 % измерения следует повторять до получения двух последовательных измерений, удовлетворяющих 0,01 %. При измерениях длины окружности резервуара учитывают поправки на ее увеличение при наложении рулетки на вертикальные сварные соединения, накладки и другие выступающие детали во всех случаях, если между лентой рулетки и стенкой резервуара имеется зазор. Поправку на длину окружности первого пояса резервуара при наложении рулетки на вертикальные сварные соединения, накладки и другие выступающие детали (далее - поправку на обход) определяют при помощи металлических скоб длиной 600-1000 мм (рис. 6.2). 51 Рис. 6.2 Скоба для измерений накладок и других выступающих частей поправок на обход рулеткой Выступающую часть на высоте измерений длины окружности первого пояса перекрывают скобой и на стенке резервуара у обоих концов скобы наносят штрихи. Затем, плотно прижимая ленту рулетки к стенке резервуара, измеряют длину дуги, находящуюся между этими штрихами. Скобу переносят на свободное от выступающих деталей место на том же уровне первого пояса, отмечают штрихами и измеряют расстояние между ними рулеткой, плотно прижимая ленту рулетки к стенке резервуара. Разность между результатами первого и второго измерений длины дуги - значение поправки на обход, которое учитывают при вычислении длины окружности первого пояса. 6.3.1.1. Измерения радиальных отклонений образующих резервуара от вертикали Радиальные отклонения образующих резервуара (далее - радиальные отклонения) измеряют с применением измерительной каретки с отвесом (рис. 6.3) или измерительной каретки с теодолитом (рис. 6.4). Примечание - При скорости ветра более 5 м/с для выполнения измерений радиальных отклонений применяют измерительную каретку с теодолитом. 52 Рис. 6.3. Схема измерений радиальных отклонений с применением измерительной каретки с отвесом 1 - штанга; 2 - блок; 3 - каретка измерительная; 4 - колеса каретки; 5 - тяговый канат; 6 нить отвеса, 7 - магнитный держатель; 8 - линейка; 9 - отвес; 10, 11, 12, 13, 14 - пояса резервуара; 15 - кровля резервуара; a - расстояние от стенки резервуара до нити отвеса; штанга 1 и блок 2 - образуют приспособление для подвески каретки Рис. 6.4. Схема измерения радиальных отклонений с применением измерительной каретки с теодолитом 1 - каретка; 2 - линейка; 3 - противовес; 4 - струна; 5 - магнитный держатель; 6 - визирная линия; 7 - груз; 8 - теодолит; а - расстояние от стенки резервуара до нити отвеса 53 Окружность первого пояса резервуара разбивают на равные части (откладывают дугу постоянной длины и наносят вертикальные отметки на стенке первого пояса), начиная с образующей резервуара, находящейся в плоскости А (рис. 6.5), проходящей через точку измерений уровня жидкости и базовой высоты резервуара на направляющей планке измерительного люка и продольную ось резервуара, с соблюдением следующих условий: 1) число разбивок должно быть четным; 2) число разбивок в зависимости от вместимости резервуара выбирают по таблице 6.1. Таблица 6.1. Число разбивок Значение показателя для вместимости резервуара, м3, Наименование не менее показателя 100 200 300 400 700 1000 2000 Число разбивок 24 26 28 30 32 34 36 Наименование показателя Число разбивок Значение показателя для вместимости резервуара, м не менее 3000 5000 10000 20000 30000 50000 100000 38 40 42 44 46 48 52 3 54 Рис. 6.5. Схема измерений координат внутренней детали 1 - стенка резервуара; 2 - приемно-раздаточный патрубок; 3 - измерительный люк; 4 внутренняя деталь; φ - угол между плоскостью, проходящей через точку измерений уровня жидкости и базовой высоты резервуара на направляющей планке измерительного люка (плоскостью А) и направлением наклона резервуара X ; φ1 - угол между плоскостью А и плоскостью, проходящей через продольные оси резервуара и внутренней детали (плоскостью С); φ2 - угол между плоскостью А и плоскостью, проходящей через продольные оси резервуара и приемно-раздаточного патрубка (плоскостью В); l 0 - расстояние от точки касания днища грузом рулетки до стенки 1-го пояса резервуара; l д - расстояние от центра внутренней детали до стенки 1-го пояса резервуара; h н д , h в д - нижнее и верхнее положения внутренней детали Все отметки разбивок пронумеровывают по часовой стрелке в соответствии с рисунком 6.6. Рис. 6.6. График функции Δ l k и схема направления наклона резервуара 1 - контур днища резервуара; 2 - измерительный люк; Δ l k - функция, вычисляемая по формулам (6.4) и (6.5); С, В - графики функции Δ l k при наличии и отсутствии наклона резервуара соответственно; (Δ l k ) max - максимум функции Δ l k ; т - число разбивок; k номер разбивки; φ - угол направления наклона резервуара При определении радиальных отклонений поясов резервуара с применением измерительной каретки с отвесом измеряют расстояние а от стенки резервуара до нити отвеса 6, проходящей через отметки разбивки (рис. 6.3). Для установки измерительной каретки (далее - каретки) на резервуаре у края резервуара на штанге 1 с некоторым возвышением над кровлей крепят блок 2, через который перекидывают тяговый канат 5 для подъема 55 каретки 3. Нить отвеса 6 закрепляют на штанге. Отвес и блок для подъема каретки вместе со штангой должны свободно перемещаться по кровле резервуара. Для перехода от одной отметки разбивки к другой каретку опускают, а штангу со всей оснасткой передвигают по кровле резервуара. Расстояние от стенки резервуара до нити а отвеса отсчитывают по линейке 8. Линейку устанавливают в середине высоты первого пояса при помощи магнитного держателя 7 перпендикулярно к стенке резервуара, поочередно для каждой отметки разбивки. Отсчеты по линейке снимают при передвижении каретки вверх вдоль образующей резервуара, проходящей через отметки разбивки. Измерения вдоль каждой образующей резервуара начинают с отметки разбивки под номером один первого пояса. На каждом следующем поясе измерения проводят в трех сечениях: среднем, находящемся в середине пояса, в нижнем и верхнем, расположенных на расстоянии 50-100 мм от горизонтального сварного шва. На верхнем поясе - в двух сечениях: нижнем и среднем. Отсчеты по линейке снимают с погрешностью в пределах ± 1 мм в момент, когда каретка установлена в намеченной точке при неподвижном отвесе. При определении радиальных отклонений с применением каретки с теодолитом (рис. 6.4 ) измеряют расстояние а от стенки резервуара до визирной линии 6 теодолита 8, направленной перпендикулярно к линейке 2, укрепленной на оси каретки 1. При этом теодолит 8 устанавливают над геодезической точкой на расстоянии от стенки резервуара, обеспечивающем удобное наведение зрительной трубы, но не менее 10 м от измеряемой образующей резервуара. Для исключения смещения каретки при ее движении по стенке резервуара струну 4 с грузом 7 закрепляют магнитным держателем 5. Измерения начинают с установки каретки на 3/4 высоты первого пояса, далее перемещают каретку вверх. Теодолит устанавливают над геодезической точкой, настраивают и приводят в рабочее положение в соответствии с инструкцией заводаизготовителя и наводят вертикальную нить сетки зрительной трубы на штрих шкалы, кратный 1 см, примерно в середине линейки. Конец шкалы линейки должен находиться у оси каретки. Отсчеты снимают по шкале линейки при последовательной установке каретки в точках измерений и зафиксированном положении горизонтального круга теодолита. При наличии ребер жесткости, расположенных по внешней поверхности резервуара, расстояние а от стенки резервуара до нити отвеса измеряют в двух сечениях поясов резервуара в зависимости от места расположения ребер жесткости: 1) если ребро жесткости находится в середине (или ближе к середине) пояса, то измерения величины а проводят в сечениях, находящихся выше и ниже ребра жесткости на расстоянии 1/4 - 1/5 высоты пояса; 56 2) если ребро жесткости находится ближе к верхнему или нижнему сварным швам, то измерения величины а проводят в среднем сечении пояса и в сечении, находящемся выше или ниже сварного шва на расстоянии 50-100 мм. Определение степени наклона и угла направления наклона резервуара. Степень наклона η и угол направления наклона φ резервуара определяют по результатам измерений угла и направления наклона контура днища резервуара снаружи (или изнутри) с применением нивелира с рейкой. Степень наклона и угол направления наклона резервуара определяют в два этапа: 1) на первом этапе устанавливают номера двух противоположных отметок разбивки (образующих резервуара), через которые проходит приближенное направление наклона резервуара; 2) на втором этапе определяют степень наклона и угол уточненного направления наклона резервуара. Приближенное направление наклона резервуара определяют в следующей последовательности: 1) проводят разбивку длины окружности первого пояса; 2) освобождают упор окраек днища (далее - упор днища) резервуара от грунта; 3) устанавливают нивелир напротив первой отметки разбивки на расстоянии 5-10 м от резервуара и приводят его в горизонтальное положение; 4) устанавливают рейку вертикально в точке на уторе днища, находящейся напротив первой отметки разбивки, отсчитывают показание шкалы рейки l1 с погрешностью до 1 мм; 5) последовательно устанавливая рейку по часовой стрелке в точках на уторе днища, находящихся напротив отметок разбивки 2, 3, ..., v, отсчитывают показания шкалы рейки l2 , l3 , ..., lv с погрешностью до 1 мм; 6) для снятия показаний рейки в оставшихся точках отметок разбивки нивелир устанавливают на расстоянии 5-10 м от резервуара напротив отметки разбивки (v +1) и, устанавливая рейку вторично в точке отметки разбивки v, вторично снимают показание рейки l'v. При этом показание рейки в точке, находящейся напротив отметки разбивки v (крайней) до перенесения нивелира на другое место lv , должно совпадать с показанием рейки в этой же точке разбивки v после перенесения нивелира на другое место, то есть l'v с погрешностью до 1 мм. Выполнение этого условия обеспечивается регулированием высоты нивелира после перенесения его на другое место. В случае невозможности выполнения вышеуказанного условия регулированием высоты нивелира на показание рейки в точках, находящихся напротив отметок разбивки (v + 1), (v + 2), ..., s, вводят поправку, например на показание рейки в точке, находящейся напротив отметки разбивки (v + 1), l'v+l по формуле 57 lv+l = l'v+l + Δl, (6.2) где l'v+l - показание рейки после перенесения нивелира на другое место, мм; Δl - поправка, мм. Ее значение определяют по формуле Δl = lv - l'v, (6.3) где lv - показание рейки, находящейся напротив отметки v до перенесения нивелира на другое место, мм; l'v - показание рейки, находящейся напротив отметки v после перенесения нивелира на другое место, мм; 7) выполняя аналогичные операции по перечислению е), отсчитывают показания рейки до отметки разбивки т (т - число отметок разбивки длины окружности первого пояса резервуара). Определяют значение разности показаний шкалы рейки в точках утора днища, находящихся напротив двух противоположных отметок разбивки Δlk , мм: - при числе отметок k от 1 до m по формуле 2 Δl'k = lk - l(m/2+k); - при числе отметок от (6.4) m  1 до m по формуле 2 Δl"k = lk - l(k - m/2) , (6.5) где l k - показание шкалы рейки в точке, находящейся напротив k -й отметки, мм; l(m/2+k) , l(k-m/2) - показания шкалы рейки в точках, находящейся напротив отметок разбивки (m/2+k) и (k-m/2), мм; k - номер отметки разбивки. Его значения выбирают из ряда: 1, 2, 3, 4, ..., т; т - число отметок разбивки длины окружности первого пояса резервуара. Строят график (рис. 6.6) функции Δlk , рассчитываемой по формулам (6.4) и (6.5). Если кривая, соединяющая точки графика Δlk относительно абсциссы, имеет вид синусоиды с периодом, равным отрезку 1 - т (кривая С на рисунке 6.5), то резервуар стоит наклонно, если нет (кривая В) - резервуар стоит не наклонно. По максимальному значению разности (Δlk)max, определенному по формуле (6.4) или (6.5), устанавливают приближенное направление наклона резервуара (рис. 6.7). Приближенное значение угла направления наклона резервуара φп определяют по формуле п  360 N, m (6.6) где N - число разбивок, отсчитываемое от первой отметки разбивки до приближенного направления наклона резервуара, равное k - 1. Степень наклона и уточненный угол направления наклона резервуара определяют в следующей последовательности: 58 1) проводят дополнительное разбивание длины дуги противоположных разбивок (рис. А.10 б ), например находящихся справа от отметок разбивки 6 и 18 (разбивки N5 и N17) и слева от отметок разбивки 6 и 18 (разбивки N6 и N18) от приближенного направления наклона контура днища; 2) длину дуги дополнительного разбивания ΔL, мм, соответствующую 1°, вычисляют по формуле L  Lн , 360 (6.7) где Lн - длина наружной окружности первого пояса резервуара, мм; 3) дугу длиной, вычисленной по формуле (6.7), откладывают справа и слева (наносят вертикальные отметки на стенке первого пояса), начиная с образующих (отметок разбивки), по которым проходит приближенное направление наклона резервуара. Отметки отложенных дополнительных дуг (разбивок) нумеруют арабскими цифрами справа и слева от приближенного направления наклона резервуара; 4) отсчитывают показания шкалы рейки в точках дополнительного разбивания дуг основных разбивок, находящихся слева lл и справа lп от приближенного направления наклона резервуара, с погрешностью до 1 мм. Рис. 6.7. Схема определения угла направления наклона днища 1 - дополнительные отметки справа; 2 - уточненное направление наклона контура днища; 3 приближенное направление контура днища; 4 - дополнительные отметки слева; 5 - утор днища; φп - угол приближенного направления контура днища; φ - угол уточненного направления контура днища; 360 360 п  N 17  2550 ;    п  n 2  255  3  2520 m 24 59 6.3.1.2. Измерения плотности жидкости Плотность жидкости, находящейся в резервуаре при его поверке, ρж.г. измеряют по ГОСТ 3900 в объединенной пробе жидкости, составленной из точечных проб, отобранных из резервуара в соответствии с ГОСТ 2517. 6.3.1.3. Измерения уровня жидкости Уровень жидкости, находящейся в резервуаре при его поверке, Нг измеряют при помощи измерительной рулетки с грузом или уровнемера. 6.3.1.4. Измерения высоты поясов и толщины стенок Высоту поясов hн измеряют с наружной стороны резервуара вдоль образующей резервуара, находящейся в плоскости А (рис. 6.5), при помощи измерительной рулетки с грузом и упорного угольника. Для резервуаров без лестниц измерения проводят, поднимая рулетку с грузом от упорного угольника 90° (рис. 6.8) 1, находящегося у нижнего края пояса, до упорного угольника 90° 2, находящегося у верхнего края пояса, считывая разницу в показаниях рулетки относительно неподвижной отметки. Рис. 6.8. Схема измерения высоты пояса 1 - штанга упорного угольника 90° ; 2 - упорный угольник 90° ; 3 - измерительная рулетка с грузом, 4, 5 - сварные швы резервуара Высотой i-го пояса считают расстояние hi , в пределах которого внутренний радиус пояса r i имеет постоянное значение (рис. 6.9). Значение hi получают вычитанием из значения h н i значений нахлестов, принятых по технической документации. 60 Рис. 6.9. Схема расположения поясов резервуара ri , h н i и hi , d i - внутренний радиус, внешняя и внутренняя высота, толщина стенки i -го пояса соответственно; ri + 1 , hi + 1 , d i + 1 - внутренний радиус, внутренняя высота, толщина i +1-го пояса соответственно Толщину стенок поясов d измеряют два раза с помощью ультразвукового толщиномера с погрешностью в пределах ± 0,1 мм. Расхождение между результатами двух измерений должно находиться в пределах ± 0,2 мм, или его принимают равным указанному в технической документации. Толщину слоя покраски резервуара δс.к определяют измерениями толщины скола краски штангенциркулем с погрешностью не более ±0,1 мм. Толщину слоя внутреннего антикоррозионного покрытия δс.п измеряют при помощи ультразвукового толщиномера с погрешностью до 0,1 мм. 6.3.1.5. Определение объемов внутренних деталей Объемы внутренних деталей, находящихся в резервуаре, и опор плавающего покрытия определяют по данным технической документации или по данным измерений геометрических параметров внутренних деталей с указанием их расположения по высоте от днища резервуара и от стенки первого пояса резервуара l д , угла φ1, между плоскостью А и плоскостью С (рис. 6.5). Значение угла φ1, определяют методом разбивания длины окружности первого пояса с погрешностью ± 1° в следующей последовательности: 1) длину окружности первого пояса изнутри резервуара разбивают на восемь частей, начиная с плоскости А (рис. 6.5), по часовой стрелке; 2) на днище резервуара через его центр и точки разбивки проводят восемь радиусов; 3) устанавливают номер сектора, в пределах которого находится плоскость С (рис. А.10а); 61 4) в пределах вышеустановленного сектора на стенке резервуара до плоскости С откладывают (размечают) n о -ное число дополнительных хорд длиной S o , соответствующей 1°, вычисляемой по формуле S0  L ен 0,0087265 ;  5) значение угла φ1, определяют по формуле φ1 = 45No + пo, где No - число больших разбиваний; пo - число отложений хорды So до плоскости С. Внутренние детали сложной геометрической формы могут быть заменены эквивалентными по объему и расположению или расчленены на более простые. 6.3.1.6. Измерения вместимости «мертвой» полости и параметров местных неровностей (хлопунов) Если резервуар имеет несколько приемно-раздаточных патрубков, то высоту «мертвой» полости, соответствующую j-му приемно-раздаточному патрубку (hм.п)j , измеряют рулеткой по стенке резервуара от днища резервуара до нижней точки j-гo приемно-раздаточного патрубка. Нумерацию высот «мертвой» полости проводят, начиная с плоскости А (рис. 6.5). Если резервуар имеет приемно-раздаточные устройства, например, устройства ПРУ-Д, то измеряют рулеткой (рис. 6.10): 1) высоту по стенке резервуара от контура днища до места установки j-гo приемно-раздаточного устройства h yj ; 2) расстояние от нижнего образующего j-гo приемно-раздаточного устройства до его нижнего или верхнего среза h cj ; 3) длину j-гo приемно-раздаточного устройства (расстояние от центра среза устройства до стенки резервуара) l cj . Рис. 6.10. Схема размещения приемно-раздаточных устройств 1, 3 - приемно-раздаточные устройства; 2 - стенка резервуара; 4 - неровности днища; 5 контур днища; h y , h ' y - высоты приемно-раздаточных устройств; h с - расстояние от нижней 62 образующей приемно-раздаточного устройства до его нижнего или верхнего среза; l с - длина приемно-раздаточного устройства Для определения объема неровностей днища (Vдн)0 проводят следующие измерения: 1) размечают на днище точки пересечения восьми концентрических окружностей (I, II,..., VIII) с 24 радиусами (0-1, 0-2, 0-3, ..., 0-24) и точку касания днища грузом рулетки (рис. 6.11 - при отсутствии центральной трубы или рис. 6.12 - при наличии центральной трубы). Положение 24 радиусов находят делением внутреннего периметра резервуара по первому поясу на уровне днища на 24 равных части, начиная с плоскости, проходящей через центр резервуара и точку касания днища грузом рулетки, а положение восьми концентрических окружностей определяют делением внутреннего радиуса первого пояса R на 8 частей путем откладывания от центра днища (при наличии центральной трубы с учетом радиуса r0) радиусов, равных 0,35R; 0,5R; 0,61R; 0,71R; 0,79R; 0,86R; 0,93R; R; 2) при отсутствии центральной трубы нивелир устанавливают в центре днища резервуара и измеряют расстояние по вертикали от неровностей днища до визирной линии (до центра окуляра) нивелира (bo) при помощи измерительной рулетки с грузом или рейкой. При наличии центральной трубы нивелир устанавливают последовательно в двух противоположных точках, не лежащих на отмеченных радиусах и отстоящих от стенки резервуара не более 1000 мм; 3) снимают отсчеты по рейке, устанавливаемой последовательно в измерительных точках (bji), и в точке касания днища грузом рулетки (bл). При наличии центральной трубы отсчеты снимают по рейке с двух точек установки нивелира и дополнительно в точках, образованных пересечением радиусов с образующей центральной трубы. 63 Рис. 6.11. Нивелирование днища резервуара при отсутствии центральной трубы 1-24 - радиусы; 25 - приемно-раздаточный патрубок; 26 - рейка; 27 - горизонт нивелира; 28 - нивелир; 29 - рейка в точке касания днища грузом рулетки; I- VIII концентрические окружности; hм.п - высота «мертвой» полости резервуара 64 Рис. 6.12. Нивелирование днища резервуара при наличии центральной трубы 1-24 - радиусы; 25 - приемно-раздаточный патрубок; 26 - рейка; 27 - рейка в точке касания днища грузом рулетки; 28 - горизонт нивелира; 29 - центральная труба; 30 нивелир; 31, 32 - места установки нивелира; I - VIII - концентрические окружности; h м.п высота «мертвой» полости резервуара Примечание - Для резервуаров вместимостью менее 2000 м3 неровностью днища пренебрегают, за исходный уровень в этом случае принимают плоскость днища. Угол φ2 между плоскостью А (рис. 6.5) и плоскостью В, проходящую через продольные оси приемно-раздаточного патрубка и резервуара, определяют с погрешностью не более ± 1°, используя данные разбивки длины окружности первого пояса в следующей последовательности: 1) устанавливают число полных разбивок N'o , находящихся до плоскости В (рис. 6.5); 2) по длине дуги разбивки, в пределах которой проходит плоскость В, размечают до образующей приемно-раздаточного патрубка п'o -ное число дополнительных дуг длиной ΔL, соответствующей 1°. Длину дуги ΔL, мм, вычисляют по формуле L  Lн ; 360 3) значение угла φ2 определяют по формуле 65 2  rпр 360 / , N 0  n 0/  m L где т - число разбивок длины окружности первого пояса резервуара; r пр - радиус приемно-раздаточного патрубка, мм. Площадь хлопуна sx, м2, определяют по результатам измерений длины и ширины хлопуна. Длину lх и ширину bх хлопуна измеряют измерительной рулеткой. Показания рулетки отсчитывают с точностью до 1 мм. Высоту хлопуна hx измеряют штангенциркулем или измерительной линейкой. Показания штангенциркуля или линейки отсчитывают с точностью до 1 мм. 6.3.1.7. Измерения координаты точки отсчета значений уровня жидкости или базовой высоты Измеряют расстояние по горизонтали между линейкой, установленной вертикально по первой внешней образующей резервуара (рис. 6.6), и внешней образующей измерительного люка l1 , (рис. 6.13) при помощи измерительной рулетки с погрешностью ± 5 мм. Рис. 6.13 - Схема размещения измерительного люка 1 - кровля резервуара; 2 - измерительный люк; 3 - направляющая планка; 4 - точка измерений уровня жидкости или базовой высоты резервуара; l 1 - расстояние между внешней образующей резервуара и измерительного люка; l 2 - расстояние между точкой измерений на планке измерительного люка и внутренней образующей измерительного люка Измеряют штангенциркулем наружный dн и внутренний dвн диаметры измерительного люка и расстояние между точкой измерений на планке и внутренней стенкой измерительного люка l2. 6.3.1.8. Измерения базовой высоты резервуара При наличии жидкости в резервуарах с плавающим покрытием уровень ее должен быть не ниже уровня, установленного технологической картой для резервуара. 66 Базовую высоту резервуара с плавающей крышей измеряют через измерительный люк, установленный на направляющей стойке плавающей крыши или на трубе для радарного уровнемера (рис. 6.14). Рис. 6.14. Схема измерений радиальных отклонений образующих резервуара с плавающей крышей 1 - неровности днища; 2 - плавающая крыша; 3, 15 - измерительный люк; 4, 23 - опоры плавающей крыши; 5 - груз отвеса; 6 - линейка; 7 - магнитный держатель линейки; 8 - нить отвеса; 9 - колеса измерительной каретки; 10 - измерительная каретка; 11 - блок; 12 штанга; 13 - площадка обслуживания; 14 - тяговый канат; 16 - труба для радарного уровнемера; 17, 18, 19, 20, 21, 22 - пояса резервуара; 24 - риска измерительного люка; 25 жидкость; а - показание линейки (радиальное отклонение образующей резервуара от вертикали); h град - высота газового пространства в плавающей крыше Базовую высоту измеряют ежегодно. Ежегодные измерения базовой высоты резервуара проводит комиссия, назначенная приказом руководителя предприятия - владельца резервуара, в состав которой должен быть включен специалист, прошедший курсы повышения квалификации по поверке и калибровке резервуаров. При ежегодных измерениях базовой высоты резервуара без плавающего покрытия резервуар может быть наполнен до произвольного уровня, резервуар с плавающим покрытием - до минимально допустимого уровня. Результат измерений базовой высоты резервуара не должен отличаться от ее значения, указанного в протоколе поверки резервуара, более чем на 0,1 %. Если это условие не выполняется, то проводят повторное измерение базовой высоты при уровне наполнения резервуара, отличающимся от его уровня наполнения, указанного в протоколе поверки резервуара, не более чем на 500 мм. При изменении базовой высоты по сравнению с ее значением, 67 установленным при поверке резервуара, более чем на 0,1 % устанавливают причину и устраняют ее. При отсутствии возможности устранения причины проводят внеочередную поверку резервуара. 6.3.1.9. Определение массы и размеров плавающего покрытия Массу тп, диаметры плавающего покрытия D п и отверстий D 1 , D 2 , ... а также верхнее положение плавающего покрытия h' п берут по исполнительной документации. Высоту нижнего положения плавающего покрытия hп измеряют рулеткой от точки касания днища грузом рулетки до нижнего края образующей плавающего покрытия. Показания рулетки отсчитывают с точностью до 1 мм. Измерения проводят не менее двух раз. Расхождение между результатами двух измерений должно быть не более 2 мм. 6.3.1.10. Определение длины внутренней окружности вышестоящего пояса резервуара с плавающей крышей При отсутствии возможности применения приспособления, показанного на рисунке 6.15, длину внутренней окружности вышестоящего пояса определяют в следующей последовательности: 1) второго пояса (при высоте поясов от 2250 до 3000 мм) или третьего (при высоте поясов 1500 мм) - методом отложения хорд по внутренней стенке пояса; 2) вышестоящих поясов, начиная с третьего (при высоте поясов от 2250 до 3000 мм) или, начиная с четвертого (при высоте поясов от 1500 мм), - по результатам измерений радиальных отклонений образующих резервуара, проведенных изнутри резервуара. 68 Рис. 6.15. Приспособление для подвески каретки при измерениях радиальных отклонений образующих резервуаров с плавающей крышей 1 - держатель, полоса 3 ´ 30 мм; 2, 3, 4, 5, 6 - уголки Б - 50 ´ 50 ´ 4 мм по ГОСТ 8509 Хорды откладывают на уровнях, отсчитываемых от верхней плоскости плавающей крыши: 1) 1600 мм - при высоте поясов от 2250 до 3000 мм; 2) 1200 мм - при высоте поясов 1500 мм. Перед откладыванием хорд на уровне 1600 мм или на уровне 1200 мм при помощи рулетки с грузом через каждые 1000 мм наносят горизонтальные отметки длиной 10-20 мм по стенке поясов. Отметки, нанесенные по стенкам поясов на уровнях соединяют между собой, применяя гибкую стальную ленту (рулетку). При этом линии горизонтальных окружностей проводят толщиной не более 5 мм. Вычисляют длину хорды S1 по формуле 69 S1  D1 sin 1 , 2 (6.8) где D 1 - внутренний диаметр первого пояса резервуара, вычисляемый по формуле D1  L вн ,  (6.9) где Lвн - внутренняя длина окружности первого пояса; α1 - центральный угол, соответствующий длине хорды S1, вычисляемый по формуле 1  360 , m1 (6.10) где т1 - число отложений хорд по линиям горизонтальных окружностей. Число т1, в зависимости от номинальной вместимости резервуара принимают по таблице 6.2. Таблица 6.2 Зависимость числа т1 от номинальной вместимости резервуара Номинальная Номинальная Число Число вместимость вместимость отложений хорд m1 отложений хорд m1 резервуара, м3 резервуара, м3 100 24 3000(4000) 38 200 26 5000 40 300 28 10000 58 400 32 20000 76 700 34 30000 80 1000 34 50000 120 2000 36 100000 160 Хорду S1 длина, которой вычислена по формуле (6.8), откладывают по линии горизонтальной окружности, проведенной на высоте 1600 мм и на высоте 1200 мм при помощи штангенциркуля (ГОСТ 166) с диапазоном измерений 500-1600 мм. После отложений хорд измеряют длину остаточной хорды Soп при помощи штангенциркуля с диапазоном измерений 0-150 мм с погрешностью не более 0,1 мм. Обозначение «п» соответствует термину: «покрытие». Длины внутренних окружностей поясов, находящихся выше поясов определяют по результатам измерений радиальных отклонений образующих резервуара от вертикали изнутри резервуара с применением измерительной каретки (далее - каретки) в следующей последовательности: 70 1) длину окружности первого пояса разбивают на равные части (наносят вертикальные отметки на уровне 1600 мм или на уровне 1200 мм, начиная с плоскости А (рис. 6.5); 2) штангу 12 с блоком 11 (рис. 6.14), при помощи которого каретка перемещается по внутренней поверхности резервуара, устанавливают у края площадки обслуживания 13; 3) линейку 6 устанавливают на высоте 400 мм по перечислению от верхней плоскости плавающей крыши при помощи магнитного держателя 7 перпендикулярно к стенке резервуара, поочередно для каждой отметки разбивки; 4) для перехода от одной отметки разбивки к другой каретку опускают, а штангу со всей оснасткой передвигают по кольцевой площадке обслуживания резервуара. Расстояние от стенки резервуара до нити отвеса а отсчитывают по линейке 6; 5) измерения вдоль каждой образующей резервуара начинают с отметки разбивки под номером один первого пояса. На каждом следующем поясе измерения проводят в трех сечениях: среднем, находящемся в середине пояса, нижнем и верхнем, расположенных на расстоянии 50-100 мм от горизонтального сварочного шва. На верхнем поясе - в двух сечениях: нижнем и среднем. Отсчеты по линейке снимают с погрешностью в пределах ± 1 мм в момент, когда каретка установлена в намеченной точке при неподвижном отвесе; 6) в начальный момент каретку для всех образующих резервуара останавливают на линии горизонтальной окружности на уровне 1600 мм или на уровне 1200 мм. 6.3.1.11. Высота газового пространства в плавающей крыше Высоту газового пространства hпг измеряют при помощи измерительной рулетки с грузом или линейкой не менее двух раз. Расхождение между результатами двух измерений не должно превышать 1 мм. 6.3.2. Проведение поверки резервуара объемным методом Проводят следующие измерения: 1) высоты «мертвой» полости hм; 2) расстояния по вертикали от точки касания днища грузом рулетки до визирной линии нивелира bл; 3) расстояния по вертикали от точки, образованной в результате пересечения восьмой окружности и первого радиуса, до визирной линии нивелира b8.1; 4) степени наклона резервуара η; 71 5) базовой высоты резервуара Hб; 6) угла φ2. 6.3.2.1. Измерения вместимости резервуара в пределах «мертвой» полости или в пределах высоты неровностей днища В пределах «мертвой» полости и в пределах неровностей днища (рис. 6.16), если неровности днища выходят за пределы «мертвой» полости измерения вместимости резервуара проводят статическим методом при значении расхода поверочной жидкости, соответствующем минимальному расходу счетчика жидкости, и значении объема поверочной жидкости, регистрируемом через каждое изменение ее уровня в резервуаре в пределах 10-100 мм. Рис. 6.16. Схема размещения неровностей днища за пределами «мертвой» полости 1 - приемно-раздаточный патрубок; 2 - стенка резервуара; 3 - неровности днища; f 0 высота неровностей днища; f л - высота точки касания днища грузом рулетки; h м.п - высота «мертвой» полости При измерениях вместимости «мертвой» полости выполняют операции в следующей последовательности (рис. 6.1): 1) открывают вентиль 20, соединяющий линию, предназначенную для подачи поверочной жидкости в поверяемый резервуар 3; 2) устанавливают указатели шкал приборов (при необходимости) на нулевую отметку; 3) переводят трехходовый кран 5 в положение «Измерение»; 4) включают насос 11 или открывают вентиль 16; 5) подают из приемного резервуара 13 или из технологического трубопровода (водопровода) 17 через счетчик жидкости 6 поверочную 72 жидкость в поверяемый резервуар 3, наполняя его дозой жидкости до появления на дисплее уровнемера 2 значения в пределах 10-100 мм; 6) снимают показания манометра 7 (р1); 7) снимают показания термометра (измерителя температуры) 4 (Tт)1; 8) выключают насос 11 или закрывают вентиль 16 и снимают показания счетчика жидкости 6 q1(N1). Примечание - При превышении точки касания днища грузом рулетки над контуром днища наполняют поверяемый резервуар начальной дозой до нулевой отметки. После выполнения операции поверяемый резервуар наливают второй, третьей и последующей дозами поверочной жидкости. Снимают показания после налива каждой дозы: счетчика жидкости qj (Nj); манометра рj; уровнемера Hj; измерителей температуры 4 и 1, установленных на линии нагнетания и резервуаре, - (Тт)j , (Тр)j соответственно. При достижении уровня поверочной жидкости в резервуаре 3 до уровня, соответствующего высоте «мертвой» полости Hм. отбирают пробу из резервуара переносным пробоотборником по ГОСТ 2517. В случае использования в качестве поверочной жидкости нефтепродукта его плотность измеряют в лаборатории в соответствии с ГОСТ 3900. Значение плотности поверочной жидкости используют для определения ее коэффициента объемного расширения, необходимого при расчете температурной поправки на посантиметровую вместимость резервуара. Измерения вместимости поверяемого резервуара выше «мертвой» полости или выше высоты неровностей днища. При достижении уровня поверочной жидкости в поверяемом резервуаре 3, соответствующего высоте «мертвой» полости (высоте неровностей днища), значение расхода поверочной жидкости устанавливают равным значению номинального расхода в соответствии с показаниями счетчика жидкости в следующей последовательности (рис. 6.1): 1) закрывают вентиль 20; 2) переводят трехходовой кран 5 в положение «Циркуляция»; 3) фиксируют показания счетчика жидкости 6 и секундомера и вычисляют расход поверочной жидкости; 4) с помощью дросселя 10 изменяют расход поверочной жидкости до номинального расхода счетчика жидкости. После наполнения поверяемого резервуара дозами поверочной жидкости в пределах «мертвой» полости (до высоты неровностей днища) измерения вместимости резервуара осуществляют статическим или динамическим методами до уровня, соответствующего полной вместимости резервуара. При статическом методе поверки в резервуар наливают дозы поверочной жидкости, соответствующие изменению уровня на 100 мм. 73 При динамическом методе поверки резервуара регистрацию результатов измерений уровня, объема, температуры, давления поверочной жидкости проводят (не прекращая подачу поверочной жидкости в резервуар) через каждое изменение уровня в резервуаре на 10 мм. Расход поверочной жидкости не должен изменяться более чем на 2 % в процессе поверки резервуара. При достижении уровня поверочной жидкости, соответствующего полной вместимости резервуара, измеряют базовую высоту резервуара Hб. Значение базовой высоты не должно отличаться более чем на 0,1 %. 6.3.2.2. Измерения базовой высоты резервуара Максимальный уровень поверочной жидкости в резервуаре Hpmax, соответствующий полной вместимости резервуара, измеряют после прекращения подачи доз поверочной жидкости в резервуар и выдержки в течение 10-15 мин. Измерения максимального уровня проводят измерительной рулеткой с грузом через измерительный люк не менее двух раз. Расхождение между результатами двух измерений не должно превышать 1 мм. За действительное значение максимального уровня принимают среднее арифметическое значение двух измерений, округленное до 1 мм. 7. СОСТАВЛЕНИЕ ГРАДУИРОВОЧНОЙ ТАБЛИЦЫ ВЕРТИКАЛЬНЫХ СТАЛЬНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ. УЧЕТ НЕРОВНОСТЕЙ ДНИЩА, ОТКЛОНЕНИЙ СТЕНКИ КОРПУСА ОТ ВЕРТИКАЛИ, ОБОРУДОВАНИЯ, НАХОДЯЩЕГОСЯ ВНУТРИ РЕЗЕРВУАРА. ОБОРУДОВАНИЕ И ПОРЯДОК ПОВЕРКИ РЕЗЕРВУАРОВ ТИПА РВС РАЗЛИЧНЫМИ МЕТОДАМИ 7.1. Составление градуировочной таблицы Градуировочную таблицу составляют с шагом D = 1 см, начиная с исходного уровня (уровня, соответствующего высоте «мертвой» полости Hм.п.) и до предельного уровня Hпр, рассчитываемого по формуле Н пр    fл L  1 n L    hi   вн   вн  l 0  cos  , Н б   1  2  1  2  i 1  1   2 2  2  (7.1) где η - степень наклона резервуара; Hб - базовая высота резервуара, мм; hi - высота i -го пояса, мм; f л - высота точки касания днища грузом рулетки; L вн - длина внутренней окружности 1-го пояса, вычисляемая по формуле (Г.2); 74 n - число поясов резервуара; l 0 - координата точки отсчета значений уровня жидкости или базовой высоты, мм; j - угол между направлением наклона резервуара и плоскостью, проходящей через центры резервуара и измерительного люка. При вычислении величин Vцi , Vгi, Vвд, Vвсп проводят линейную интерполяцию в пределах пояса (или участка) резервуара по формулам: 2  3  Vцi 10 , hi Vгi  Vг i 1 1  hi (7.2) 10 , L2вн 1  2 Vед// 1  2 - на участке от Нмп до Нп,  4108 Н п  Н мп (7.3) (7.4) где Vед// - объем внутренних деталей, включая объемы опор плавающего покрытия, на участке от Нмп до Нп; L2вн 1  2   D п2  D12  D 22  ... 1  2 - на участке от Нмп до Нп. (7.5) 8 410 4 108   В пределах каждого пояса вычисляют коэффициент вместимости, равный вместимости, приходящейся на 1 мм высоты наполнения резервуара. При необходимости составляют градуировочную таблицу в пределах уровня, соответствующего высоте «мертвой» полости резервуара Нм или уровня, соответствующего высоте всплытия плавающего покрытия Нвсп, (7.4), (7.5). При этом коэффициент вместимости вычисляют в пределах каждого изменения уровня жидкости в резервуаре на 1 см. 7.1.1. Составление градуировочной таблицы при объемном методе поверки Градуировочную таблицу составляют, суммируя последовательно, начиная с исходного уровня (уровня, соответствующего высоте «мертвой» полости резервуара Нм.п), вместимости резервуара, приходящиеся на 1 см высоты наполнения, в соответствии с формулой Vi  Vмп  Vk  Vk 1 10 , k   1 H k  H k 1 n  (7.6) где Vм.п - вместимость «мертвой» полости; V k , V k -1 - дозовые вместимости резервуара при наливе в него k и (k -1) доз, соответствующие уровням H k , H(k -1). Вместимость «мертвой» полости резервуара вычисляют по формуле: Vмп i  V0   Vk  Vk 1 ,  k 1 H k  H k 1 где V o - объем жидкости до точки касания днища грузом рулетки. 75 В формуле (7.6) вместимости Vk , Vk-1 выражены в кубических метрах, а уровни Hk , H(k -1) - в миллиметрах. Градуировочную таблицу составляют до максимального уровня Hpmax, соответствующего полной вместимости резервуара. При составлении градуировочной таблицы значения вместимости резервуара в дециметрах кубических округляют до целого числа. Определяют коэффициент вместимости q i по следующим формулам: 1) при геометрическом методе поверки в пределах каждого пояса по формуле i  Vi , hi (7.7) где V i - вместимость i -го пояса, вычисляемая по формуле Vi  Vцi  Vгi  Vг i 1  hi , (7.8) h i - высота i -го пояса, мм, Vгi - поправка к вместимости резервуара за счет гидростатического давления жидкости при наполнении i -го пояса, Vцi вместимость i -го пояса резервуара недеформированного от гидростатического давления; 2) при объемном методе поверки в пределах каждого шага (изменения уровня наполнения резервуара на 1 см) по формуле i  Vi  Vi 1 , 10 (7.9) где Vi , Vi -1 - вместимости резервуара, соответствующие уровням Hi , Hi -1. Значения посантиметровой вместимости резервуара, указанные градуировочных таблицах, соответствуют температуре 20 °С. в 7.2. Обработка результатов измерений при поверке резервуара геометрическим методом Вычисление длины внутренней окружности и высоты первого пояса. Длину наружной окружности первого пояса L н вычисляют по формуле L н1  L н 0 n1 Lн    l обхj , 2 j1 (7.10) где Lн1 , Lн2 - результаты двух измерений длины окружности первого пояса; lобх j - поправка на обход j -й выступающей детали; n1 - число выступающих деталей. Все расчеты проводят до 8-й значащей цифры, затем результат округляют для длин до целого числа мм, для объемов - до целого числа тысячных долей м3. Во всех формулах значения линейных размеров указывают в мм, объемы - в м3, массу - в кг, температуру - в С, плотность - в кг/м3. Длину внутренней окружности первого пояса Lвн вычисляют по формуле 76 Lвн = Lн -2π (δ1+δс.к+δс.п), (7.11) где δ1 - толщина стенки первого пояса; δс.к - толщина слоя краски; δс.п - толщина слоя антикоррозийного покрытия. Если при поверке в резервуаре находится жидкость, то длину внутренней окружности первого пояса, недеформированного от действия гидростатического давления жидкости, L вн.ц вычисляют по формуле Lвн.ц = Lвн - 2π×Drг , (7.12) где π = 3,1415926 (здесь и далее везде); Drг - увеличение радиуса первого пояса, вызванное гидростатическим давлением жидкости, вычисляемое по формуле 3    жг  g  L2вн   H г  h 1  4   , rг  3 2 4 10    E  1 (7.13) где g - ускорение свободного падения, равное 9,8066 м/с2; ρжг - плотность жидкости, находящейся в резервуаре при поверке; Нг - высота наполнения резервуара при поверке; h 1 - высота первого пояса; Е - модуль упругости материала, Па (для стали Е = 2,1×1011 Па). Примечание - Значение Drг учитывают, если Нг > 3000 мм, при 0 < Нг < 3000 мм принимают Drг = 0. За значение длины внутренней окружности второго пояса резервуара с плавающей крышей (L*вн.ц)п2 при высоте поясов, равной 1500 мм, принимают значение длины внутренней окружности первого пояса (Lвн.ц)п1, определяемое по формуле ( L вн.ц )п1 = L н -2π (δ1+δс.к+δс.п). (7.14) Длину внутренней окружности второго пояса резервуара с плавающей крышей при высоте поясов от 2250 до 3000 мм (L**вн.ц)п2 или длину внутренней окружности третьего пояса при высоте поясов 1500 мм (L*вн.ц)п3 определяют методом последовательных приближений, используя результаты отложений хорды S1 на уровне 1600 мм или на уровне 1200 мм в следующей последовательности: 1) в качестве первого приближения внутреннего диаметра пояса принимают значение внутреннего диаметра первого пояса, определенного по формуле (6.9); 2) вычисляют центральный угол αх1, соответствующий остаточной хорде п S о (например для второго пояса), по формуле  х1  2 arcsin Sп0 , D 21 где Sпо - длина остаточной хорды; D 21 - внутренний диаметр второго пояса в первом приближении, значение которого принимают равным значению внутреннего диаметра первого пояса, определенного по формуле (6.9); 3) вычисляют разность углов βх1 по формуле βх1 = α1m1 +αх1-360°, 77 где α1 - центральный угол, вычисленный по формуле (6.10) при числе отложений хорды m 1 и принимаемый за значение первого приближения центрального угла; 4) вычисляют центральный угол α2 во втором приближении по формуле  2  1   х1 , m1 (7.15) Если βx1 < 0, то в формуле (7.15) принимают знак «+», если β x 1 > 0 - знак «-»; 5) вычисляют внутренний диаметр второго пояса D22 во втором приближении по формуле D 22  S1 , 2 sin 2 где S1 - хорда, длину которой вычисляют по формуле (6.8); 6) проверяют выполнение условия D 22  D 21  1мм . Если это условие не выполняется, то определяют значение внутреннего диаметра второго пояса D32 в третьем приближении, вычисляя последовательно параметры по формулам:  х 2  2 arcsin S0 ; D 22 βх2 = α2 m 1 +αх2-360°; 3  2  х2 . m1 Проверяют выполнение условия D 23  D 22  1мм . Если это условие не выполняется, то делают следующие приближения до выполнения условия D i  D i 1  1мм . Выполняя аналогичные операции, указанные в перечислениях (1) – (6), определяют внутренний диаметр третьего пояса резервуара. Длины внутренних окружностей второго (L*вн.ц)п2 и третьего ** п (L вн.ц) 3 поясов резервуара с плавающей крышей вычисляют по формулам: (L*вн.ц)п2 = π D 2 ; (L**вн.ц)п3 = π D 3 , где D2, D3 - внутренние диаметры второго и третьего поясов, определенные методом последовательного приближения. Длины внутренних окружностей вышестоящих поясов резервуара с плавающей крышей (Lвн.ц)п i вычисляют по формуле 78 (Lвн.ц)п i = (Lвн.ц)п1 - 2πΔ R ср i , (7.16) п где (Lвн.ц) 1 - длина внутренней окружности первого пояса, вычисляемая по формуле (7.14); Δ R ср i - средние радиальные отклонения образующих резервуара; i - номер пояса, выбираемый для резервуаров: - при высоте поясов от 2250 до 3000 мм из ряда: 2, 3, ..., п; - при высоте поясов 1500 мм из ряда: 3, 4, ..., п; п - число поясов резервуара. Внутреннюю высоту первого пояса h 1 вычисляют по формуле h1 = hн1 - hнх, (7.17) где hн1 - наружная высота первого пояса; h нх - высота нахлеста. Вычисление длин внутренних окружностей и высот вышележащих поясов. Вычисление средних радиальных отклонений образующих резервуара от вертикали. Средние расстояния от стенки резервуара до нити отвеса вычисляют по формулам: 1) для первого пояса m  ср1   k 1 1k m , (7.18) 2) для верхнего пояса m  срв  m   нnk    cnk k 1 k 1 2m , (7.19) 3) для остальных поясов  срi  m m m k 1 k 1 k 1   ikн  2  ikc    ikв 4m , (7.20) где а - расстояние от стенки резервуара до нити отвеса; i - номер пояса (1, ... , п); k - номер образующей резервуара (1, 2, 3, ..., т); н, с, в - обозначения сечений: нижнего, среднего, верхнего соответственно. Средние радиальные отклонения образующих резервуара Rс.рi вычисляют по формуле ΔRсрi = a ср i - a ср1 , (7.21) где i - номер пояса. Длину внутренних окружностей L вн i вышестоящих поясов вычисляют по формуле Lвнi = Lн - 2π×(d1+dс.к - Rсрi), (7.22) где d i - толщина стенки i -го пояса; d с.к - толщина слоя краски. При наличии жидкости в резервуаре в момент его поверки длину внутренних окружностей вышестоящих поясов, недеформированных от действия гидростатического давления жидкости, Lвн.цi, вычисляют по формуле 79 Lвн.цi = Lвнi - 2π×rгi, где rгi - увеличение радиуса i -го пояса, вычисляемое по формуле rгi  (7.23)  жг  g  L2внi H г  х i  , 4 103   2  E  i хi - расстояние от днища резервуара до середины i -го пояса, рассчитываемое по формуле i 1 хi   hl  i 1 hi , 2 где hl - высота наполненного l -го промежуточного пояса; hi - высота наполненного i -го пояса. Если i -й пояс резервуара имеет ребро жесткости, то значение величины rгi умножают на 0,4. Внутреннюю высоту вышестоящих поясов hi, вычисляют по формуле h i = h н i - S1 h н xi + Si+1 h нх (i+l) , (7.24) где h н i - наружная высота i -го пояса; h нх i - высота нахлеста i -го пояса; h нх( i + l ) - высота нахлеста ( i +1)-го вышестоящего пояса. Вычисление степени наклона и угла направления наклона резервуара. Степень наклона резервуара η вычисляют по формулам: l k max , Lн l п max , 2  Lн l л max , 3  Lн 1  (7.25) (7.26) (7.27) где L н - длина окружности первого пояса, мм; (Δl к)mах - максимальная разность показаний шкалы рейки, вычисляемая по формуле (6.4) или (6.5); (Δlп) mах, (Δlл)mах - максимальные разности показаний шкалы рейки по правым и левым противоположным разбивкам, мм. Их значения определяют по формулам: (Δlп)mах = (l'п)mах - (l"п)min (Δlл)mах = (l'л)mах - (l"л)min Значения величин (l'п)mах, (l"п)min, (l'л)mах, (l"л)max принимают по справочной таблице. Примечание - Степень наклона резервуара вычисляют по формуле (7.25), если приближенное направление наклона контура днища совпадает с уточненным его направлением. По результатам измерений устанавливают точки направления наклона резервуара и определяют число дополнительных разбивок п2, соответствующих 1°, от приближенного направления наклона резервуара (от точки разбивки N) до точного направления наклона резервуара. 80 Угол φ в градусах между плоскостью (рис. А.10 а), проходящей через точку измерений уровня жидкости и базовой высоты резервуара на направляющей планке измерительного люка и продольную ось резервуара, и уточненным направлением наклона резервуара вычисляют по формуле  360 N  n2 , m (7.28) где N - номер разбивки (правая или левая от приближенного направления наклона резервуара), через которую проводят уточненное направление наклона резервуара; т - число отметок разбивки длины окружности первого пояса резервуара; п 2 - число дополнительных разбивок, соответствующее максимальной разности показаний шкалы рейки (Δlк)mах или (Δlп)mах и (Δlл)mах. Результаты вычислений величин η и φ вносят в журнал. Резервуар считают не наклоненным, если выполняется условие η ≤ η min , где ηmin - минимальная степень наклона резервуара. Значения величины ηmin в зависимости от номинальной вместимости резервуаров приведены в таблице 7.1. Таблица 7.1 Зависимость ηmin в зависимости от номинальной вместимости резервуаров Значение ηmin при номинальной вместимости 3 Наименование показателя резервуара, м 100-700 1000-5000 10000-100000 Минимальная степень 0,0003 0,0001 0,00005 наклона ηmin 7.2.3. Вычисление вместимости «мертвой» полости Объем неровностей днища Vдн/ 0 при отсутствии центральной трубы рассчитывают по формуле V  / дн 0 L2вн  0,00170f1  0,00760f 2  0,01288f 3  0,01818f 4   1   ,  4 109   0,02346f 5  0,02877f 6  0,03339f 7  0,03882f 8  1  2 (7.29) где f 1 , f 2 , f 3 , …, f 8 - расстояния по вертикали между концентрическими окружностями неровностей днища, вычисляемые по формуле f j   b ji  b  j1i , 24 (7.30) j1 где bj - отсчет по рейке, установленной по периметру j-й концентрической окружности; bj -1 - отсчет по рейке, установленной по периметру (j -1)-й вышележащей концентрической окружности. 81 При наличии центральной трубы внутри резервуара величины bj и bj1 вычисляют по формулам: b ji  b /ji  b //ji 2 ; b  j1i  b / j1i  b //j1i 2 , (7.31) где b /ji , b //ji , b / j1i , b //j1i - показания рейки, устанавливаемой во взаимно противоположных точках j -й, (j -1)-й концентрических окружностей. Объем неровностей днища Vдн// 0 при наличии центральной трубы вычисляют по формуле V  // дн 0 2    r   r 0,00170  0,03054 0  0,5483 0  f1  0,00760f 2   L  L вн    вн   L2вн   1   9  0,01288f  0,01818f  0,02346f  0,02877f  2 3 4 5 6 4 10   1     0,03339f  0,03882f  7 8   , (7.32) где r0 - радиус центральной трубы; Lвн - длина внутренней окружности первого пояса; f1, f2, f3, …, f8 - расстояния по вертикали между концентрическими окружностями неровностей днища. Величины f 2 , f 3 , …, f 8 вычисляют по формуле (7.30), а величину f 1 вычисляют по формуле 24 24 i 1 i 1 f1   b1i   b 0i , (7.33) где b0,i - показание рейки, установленной по стенке центральной трубы в i -ю точку окружности, образованную в стыке центральной трубы и неровностей днища. Высоту точки касания днища грузом рулетки с учетом наклона резервуара fл (рис. 6.16) вычисляют по формуле   b 8.1  b л 1  2  f л    1    H б    l 0 cos  ,    1  2 2 (7.34) где η - степень наклона резервуара; j - угол между направлением наклона резервуара и плоскостью, проходящей через центры резервуара и измерительного люка; Hб - базовая высота резервуара; b8.1 - показание рейки, установленной в точке пересечения 8-й окружности (окружности стенки резервуара) и 1-го радиуса; bл - показание рейки в точке касания днища грузом рулетки; l0 - координата точки отсчета значений уровня жидкости или базовой высоты (рис. 6.13), значение ее: 1) при ступенчатом расположении поясов резервуара l 0/ определяют по формуле l 0/  l1  l 2  d н  d вн , 2 (7.35) где dн, dвн - наружный и внутренний диаметры измерительного люка; 2) при телескопическом расположении поясов l 0// определяют по формуле 82 l 0//  l1  l 2  d н  d вн n   i , 2 i2 (7.36) где di - толщина стенки i -го пояса. Уровень жидкости в резервуаре, соответствующий высоте «мертвой» полости Нм.п: 1) при наличии приемно-раздаточного патрубка (рис. 6.16) Н'м.п вычисляют по формуле / H мп   fл h   мп  R cos   2   R  l 0  cos   Н б 2 2  1    1   1  2  2) при наличии приемно-раздаточного 6.10) Н"м.п вычисляют по формуле // H мп    , (7.37)  устройства  hy  hc fл    R  l c  cos   2   R  l 0  cos   Н б  1  2  1  2  1  2  (рис.   ,(7.38)  где hм.п - высота «мертвой» полости резервуара; f л - высота точки касания днища грузом рулетки, вычисляемая по формуле (7.34); h y - высота установки приемно-раздаточного устройства; h c - расстояние от нижнего образующего приемно-раздаточного устройства до его верхнего или нижнего среза; l с расстояние от центра среза приемно-раздаточного устройства до стенки резервуара; l o - координата точки отсчета значений уровня или базовой высоты, вычисляемая по формуле (7.35) или (7.36). В формуле (7.38) указывают знак «+», если срез приемно-раздаточного устройства находится выше высоты его места установки; знак «-», если срез приемно-раздаточного устройства находится ниже высоты его места установки. Уровень жидкости в резервуаре, соответствующий вместимости днища Н0 (рис. 7.1) вычисляют по формуле H0    L  L   вн   вн  l 0  cos  , Н б  f л   1  2  1   2 2   2   где Lвн - внутренняя длина окружности первого пояса резервуара. 83 (7.39) Рис. 7.1. Схема наклоненного резервуара при размещении измерительного люка ближе к опущенному (в результате наклона резервуара) краю кровли резервуара 1 - неровности днища; 2 - резервуар; 3 - кровля резервуара; 4 - измерительный люк; 5 измерительная рулетка с грузом; 6 - точка касания днища грузом рулетки; f л - высота точки касания днища грузом рулетки; Н0 - уровень жидкости, соответствующий вместимости днища (при наличии наклона резервуара); Н0 ¢ - уровень жидкости от точки касания днища грузом рулетки до уровня Н0; β - угол наклона резервуара Уровень жидкости в резервуаре Н 0/ от точки касания днища грузом рулетки до уровня Н0 (рис. 7.1) вычисляют по формуле Н 0/  Н 0  f л , (7.40) где Н0, fл - величины, вычисляемые по формулам (7.39) и (7.34). Неровности днища могут находиться в пределах «мертвой» полости или вне ее (рис. 6.16). Высоту неровностей днищам f0 вычисляют по формуле f0  12Vдн 0 L2вн 109 , (7.41) где (Vдн)0 - объем неровностей днища, вычисляемый по формуле (7.29) или (7.32); Lвн - длина внутренней окружности первого пояса резервуара, вычисляемая по формуле (7.11). 84 Объем неровностей днища V0 , в пределах уровня Н'o при расположении измерительного люка ближе к опущенному (из-за наклона резервуара) краю кровли резервуара (рис. 7.1) вычисляют по формуле V0    R2 sin 3    ,   f   f  R  sin     cos    9  3 10 3   (7.42) где α - угол, вычисляемый по формуле  Н  Н  f  1  2  л (7.43)     arccos1  0 . R   Объем неровностей днища Vдн/ при уровне выше уровня V0/ вычисляют по формуле R 2 f 2 1  2 V  V0  9 02 Н  Н 0/ 10 f 0  R 2 2  / дн  /  2 / 2 H  H0 а  аb H  H 0  b 3       . 2 (7.44)  Объем неровностей днища Vдн/ при высоте, равной высоте точки касания днища грузом рулетки fл, при расположении измерительного люка ближе к поднятому краю кровли резервуара при выполнении условия fл > Hо Vдн/ вычисляют по формуле Vдн/  V0  2  2  R 2 f 02 1  2 2 f л  H 0      f  Н а  аb f  H  b  . (7.45) л 0  л 9 2 2 2 10 f 0  R  3   Значение ΔVo вычисляют по формуле (7.42). При выполнении условия fл < Hо величину ΔV"л , соответствующую уровню (Ho - fл), вычисляют по формуле (7.42). Объем неровностей днища Vдн// при уровне выше точки касания днища грузом рулетки вычисляют по формуле  2  R 2 f 2 1  2   2 b2 2  b2   Vдн//  Vл  9 02 z а  аbz  z  f  Н а  аb f  Н      f л  Н 0 2   . (7.46)  л 0  л 2 2   10 f 0  R    3   3  Значение z вычисляют по формуле z = (fл - Но) + H, (7.47) где Н - уровень жидкости, значение которого изменяется от нуля до уровня, соответствующего высоте неровностей днища Нн.д. Примечание - При выполнении условия fл < Hо величину Δ V"дн вычисляют по формуле (7.44)». Величины a, b , λ, R, входящие в формулы (7.42), (7.43) - (7.47), вычисляют по формулам: а  2 f 0  R ; b  1  f0 f0 L f 0  R ; R  вн , 2 f 0  R ; (7.48) (7.49) где f0 - высота неровностей днища, вычисляемая по формуле (7.41); fл - высота точки касания днища грузом рулетки, вычисляемая по формуле (7.34); Lвн 85 внутренняя длина окружности первого пояса резервуара, вычисляемая по формуле (7.11); Н 0/ - уровень жидкости в резервуаре, отсчитываемый от точки касания днища грузом рулетки до уровня Н0, вычисляемый по формуле (7.40); η - степень наклона резервуара, вычисляемая по формуле (7.27); H - уровень жидкости в резервуаре, отсчитываемый от точки касания днища грузом рулетки. Примечание - Формулы (7.44) и (7.46) применяют при определении посантиметровой вместимости резервуара в пределах уровня, соответствующего высоте неровностей днища f o (при наличии). Уровень жидкости Нн.д, соответствующий высоте неровностей днища fo вычисляют по формуле Н нд     fл     1   H  R  l cos    .  б 1  2  f 0 1  2 f 0  1  2   f0 (7.50) Если неровности днища выходят за пределы высоты «мертвой» полости резервуара (рис. 6.16), то объем неровностей днища в пределах высоты «мертвой» полости вычисляют по формуле (7.44) или (7.46) до уровня Нм.п, вычисляемого по формуле (7.37). Объем неровностей днища от уровня Нн.м до уровня Нн.д, вычисляемого по формуле (7.50), относят к объемам внутренних деталей, находящихся выше высоты «мертвой» полости. Уровни жидкости, соответствующие нижней границе Ннд верхней границе Нвд внутренней детали, вычисляют по формулам: Н нд  f  н  h д  l д 0  A, 1  ;  R  1  2  (7.51) Н вд  f0  в  h  l  A, 1  , д д 2  R  1   (7.52) 1 1 где h н д , h в д нижняя и верхняя границы внутренней детали; l д - расстояние от внутренней детали до стенки первого пояса резервуара; f o - высота неровностей днища; А (φ, φ1) - величина, зависимая от углов φ и φ1 (рис. 6.5), вычисляют по формуле   fл  A, 1   R  l д cos, 1   R  l 0 cos   H б   .  1  2  1  2  Вместимость «мертвой» полости V м.п вычисляют по формуле Vмп  Vмп 1  Vмп 2  Vдн  Vвд/ , (7.53) где (Vм.п)1 - вместимость «мертвой» полости при уровне H, в пределах уровня H0 (рис. 7.1); (Vм.п)2 - вместимость «мертвой» полости при уровне H выше уровня H0; Vдн - объем неровностей днища; Vвд/ - объем внутренних деталей, находящихся в «мертвой» полости. 86 Примечание - Знак значения вместимости «мертвой» полости резервуара, определенной по формуле (7.53), должен быть положительным. Вместимость (Vм.п)1 вычисляют по формуле  L3вн   sin 3  Vмп 1  3 9  sin     cos   , 8  10  3  (7.54) где L вн - длина внутренней окружности первого пояса, вычисляемая по формуле (Г.2); η - степень наклона резервуара, вычисляемая по формуле (7.27), α - угол, вычисляемый по формуле (7.43) при f л = 0. Вместимость (Vм.п)2 вычисляют по формуле Vмп 2 L2вн 1  2   H  f л  Н 0  , 4 109 (7.55) где Н - уровень, отсчитываемый от точки касания днища грузом рулетки. Площадь хлопуна Sx, м2, вычисляют по формуле S x = lxbx·10-6, (7.56) где lx, bx - длина и ширина хлопуна соответственно. 7.2.4. Вычисление базовой высоты Базовую высоту Нб вычисляют по формуле Нб  Н б1  Н б 2 . 2 (7.57) 7.2.5. Вычисление объема жидкости, вытесненной плавающим покрытием Объем жидкости, вытесненной плавающим покрытием, Vп вычисляют по формуле Vп  mп .  жх (7.58) Объем жидкости, вытесненной плавающим покрытием, соответствующий дополнительной нагрузке на плавающее покрытие (например, от снега на плавающую крышу), определяют по формуле Vпд  h д  D п2  D12  D 22  ... , 9 4  10   (7.59) где hд - глубина дополнительного погружения плавающего покрытия за счет дополнительной нагрузки; D п - диаметр плавающего покрытия; D 1 , D 2 ,... диаметры отверстий в плавающем покрытии. Значение Δhд , мм, вычисляют по формуле Δhд = h п г - h э г , (7.60) п где h г - высота газового пространства, измеряемая при поверке резервуара, мм; h э г - высота газового пространства, измеряемая при эксплуатации резервуара, мм. 87 Объем жидкости, находящейся в резервуаре с плавающей крышей Vп.к, м3, вычисляют по формуле V п.к = V20 - Vп.д, (7.61) где V20 - объем жидкости, определенный по градуировочной таблице резервуара, м3; V п.д - объем жидкости, вычисляемый по формуле (7.59) с учетом высоты Δ h д , м3. Примечания: 1) Значение h д определяют при эксплуатации резервуара по результатам измерений расстояния по вертикали между меткой, нанесенной на внутренней стенке резервуара до нагружения плавающего покрытия дополнительной нагрузкой, и точкой измерения на плавающем покрытии после нагружения его дополнительной нагрузкой. 2) Результат вычисления V пд по формуле (7.59) учитывают при измерениях объема жидкости в поверяемом резервуаре при его эксплуатации. 7.2.6. Вычисление объема жидкости от исходного уровня до уровня, соответствующего всплытию плавающего покрытия Уровень жидкости, соответствующий расстоянию от днища резервуара до нижней части плавающего покрытия Нп, вычисляют по формуле Hп    fл  h  п  R  R  l 0 cos  , Н б   1  2 1  2  1  2   (7.62) где h п - расстояние от днища резервуара до нижней части плавающего покрытия. Уровень жидкости, соответствующий высоте всплытия плавающего покрытия резервуара определяют Нвсп: 1) при выполнении условия η ≤ η min Н' всп вычисляют по формуле H / всп  hп  4  109 Vп  Vопор   ,  D п2  D12  D 22  ... (7.63) где Vп - объем жидкости, вытесненный плавающим покрытием, вычисляемый по формуле (7.58); V опор - объем опор плавающего покрытия. Если опоры смонтированы на днище резервуара, то значение Vопор в формуле (7.63) принимают равным нулю; D п , D1, D2, ... - диаметры плавающего покрытия и отверстий в нем; 2) при выполнении условия η > η min Н" всп вычисляют по формуле Н" всп = H п + Δh , (7.64) где Δh - высота погружения плавающего покрытия, определяемая от нуля до предельной высоты Δ h пред , решая уравнения (Vп - Vопор) = F(Δh), (7.65) где F(Δh) - функция, зависящая от высоты погружения плавающего покрытия, вычисляемая по формуле 88 D Fh   2 п    D12  D 22  ... D п   sin 3    ,  sin     cos   8  109 3   (7.66) где η - степень наклона резервуара. Величины ψ и Δ h пред вычисляют по формулам:  2h 1  2   arccos1   Dп   Dп  , h . пред  2  1    Если при Δh = Δh пред значение правой части уравнения (7.65) меньше значений левой, то уровень жидкости Н'"всп, соответствующий высоте всплытия плавающего покрытия, вычисляют по формуле Н'"всп = Нп + Δhпред + Δh1, (7.67) где Δh1 - высота дополнительного погружения плавающего покрытия, вычисляемая по формуле h1   4Vп  Vопор 109   D п2  D12  D 22  ... 1  2  Dп 2 1  2 . Объем жидкости от исходного уровня до уровня, соответствующего всплытию плавающего покрытия, Vвсп: 1) при выполнении условия η ≤ η min V'всп, м3, вычисляют по формуле / Vвсп  L2вн 1  2 / Н всп  Н мп   Vп  Vопор , 9 4 10   (7.68) где Vп - объем жидкости, вытесненный плавающим покрытием, вычисляемый по формуле (7.58); V' опор - объем части опор плавающего покрытия, находящейся в пределах уровня от Нм.п до Нвсп; 2) при выполнении условия η > η min объем жидкости через каждое изменение уровня на 1 см в пределах уровня (Н - Нм.п) до уровня (Н - Нм.п) + Δ h пред V " всп м3 вычисляют по формуле // всп V /  L2 1  2  Vопор вн  Н  Н   Fh  ,   мп  4 109   h пред   (7.69) где F(Δh) - функция, вычисляемая по формуле (7.66). Если при уровне (Н - Нм.п) + Δ h пред не происходит всплытие плавающего покрытия, то объем его всплытия V '" всп , м3, вычисляют по формуле /// // Vвсп  Vвсп    1  2 2 L вн   2 D п2  D12  D 22  ... h1 , 9 4  10  (7.70) где V " всп - объем жидкости, вычисляемый по формуле (7.69) при Δh = Δh пред. 7.2.7. Вычисление вместимости резервуара Вместимость резервуара VH, соответствующую уровню жидкости H , вычисляют по формуле 89 n VН   Vпi  Vмп  Vвсп  Vгi  Vвд , (7.71) i 1 где п - число наполненных поясов резервуара; V в.д - объем внутренних деталей, находящихся в резервуаре от уровня H всп до Н. Примечание - Вместимость последнего частично наполненного пояса вычисляют по фактической высоте его наполнения. ЗАКЛЮЧЕНИЕ Вторая половина XX века характеризуется резким увеличением в мировой добыче нефти доли стран Ближнего Востока и Латинской Америки. Большая часть добываемых в этих странах нефтей относится к типу тяжелых, сернистых и высокосернистых. Более 80 % доказанных мировых запасов нефти относится к тяжелому типу нефтей, характеризующихся высокой плотностью и большим содержанием асфальтенов, металлов (V, Ni) и серы. Вследствие этого в мировом балансе добываемых нефтей наблюдается непрерывное и весьма заметное увеличение удельного веса данного типа нефтей. Аналогичная тенденция имеет место и в балансе добываемых нефтей в России. При первичной переработке тяжелых нефтей получаются более низкие выходы светлых нефтепродуктов, особенно легкой, бензиновой фракции, выкипающей до 200 °С, а выходы мазута (выше 350 °С) непрерывно возрастают. При увеличении плотности сырой нефти от 0,825 до 0,882 г/см3 выход бензина снижается от 33 до 20 %, а выход мазута повышается соответственно от 40 до 55 %. Развитие техники, особенно транспортных средств, основанных на использовании реактивных и дизельных двигателей, значительно увеличило потребление средних прямогонных нефтяных фракций (200-350 °С). Быстрый рост мирового автомобильного парка обусловил все возрастающую диспропорцию между потенциальным содержанием бензиновой фракции в перерабатываемых сырых нефтях и потребностями в потреблении автобензина. Эту диспропорцию преодолевают двумя путями: быстрыми темпами увеличения добычи нефти и увеличением доли вторичных процессов в технологии нефтепереработки с использованием в качестве сырья для производства этих топлив более высококипящие фракции нефти (мазута). В нашей стране был проведен целый комплекс технических и экономических мер, обеспечивающий более полное и рациональное использование нефти. Весьма существенно снизилась доля потребления нефти в структуре топливно-энергетического баланса в результате замены на тепловых электростанциях мазута на природный газ и уголь. Ранее мазут как дешевое и высококалорийное топливо широко применялся на тепловых электростанциях, в стационарных промышленных установках и коммунальном 90 хозяйстве. В последнее время есть устойчивая тенденция к переводу тепловых электростанций с угля на газ. Это конечно благополучно сказывается на экологии населенных пунктов, т.к. газ практически полностью сгорает в отличие от угля. Основные трудности в переработке тяжелых нефтей и нефтяных остатков обусловлены высокой химической и физической гетерогенностью этого вида сырья. По мере отбора углеводородных фракций нефти при атмосферновакуумной перегонке происходит обогащение остатков высокомолекулярными углеводородами и гетероатомными компонентами (смолами и асфальтенами). В углеводородной части тяжелых остатков с ростом молекулярного веса увеличивается доля ароматических углеводородов. С повышением степени отбора 57 углеводородных фракций в тяжелых нефтяных остатках увеличивается содержание смолисто-асфальтеновой части нефти – наиболее высокомолекулярных и гетерогенных компонентов нефти, в которых сконцентрированы практически полностью металлы, большая часть азот- и кислородсодержащих соединений и около половины всей серы, находящейся в сырых нефтях. Содержащиеся в тяжелых нефтяных остатках и в тяжелых нефтях металлы, прежде всего ванадий и никель, а также азот, ответственны за отравление катализаторов в процессах каталитической переработки (каталитический крекинг). Следовательно, эффективная переработка тяжелых нефтей и нефтяных остатков требует осуществления следующих химических реакций: гидрирования ароматических структур; десульфирования и деструкции крупных молекул как по линии связей С—S, С—N, так и по С—С–связям; деметаллизация, т.е. удаления из молекул металлов, сосредоточенных в асфальтенах и смолах. Эти реакции легли в основу таких процессов вторичной переработки нефти, как, гидроочистка, гидрокрекинг, которые в свою очередь широко применяются на современных нефтеперерабатывающих заводах. Бензиновая фракция (прямогонный бензин), получаемая при первичной перегонке, имеет октановое число около 50. Поэтому прямогонный бензин подвергается переработке с целью увеличения октанового числа, с помощью каталитического риформинга. Таким способом получаются бензины с октановым числом свыше 90, а с добавлением метилтретьбутилового эфира октановое число повышается до 100. Для производства дизельного топлива на нефтеперерабатывающих заводах обязательными являются системы гидроочистки, служащие для очистки дизельного топлива от серы, которая разрушает двигатель и оказывает вредное воздействие на окружающую среду. В 1996 году были приняты новые стандарты на содержание серы и ароматических углеводородов в бензине и дизельном топливе. В бензине содержание серы не должно превышать 0,1 %, а ароматических углеводородов – 5 %. Но выпускается продукция и с более жесткими требованиями в 91 соответствии с евростандартами: по сере – 0,05 %, а по ароматическим углеводородам –3 %. В дизельном топливе содержание серы в соответствии со стандартом составляет от 0,05 до 0,1 %. Стандарт Евро-5 обязателен для всех новых грузовых автомобилей продаваемых в Евросоюзе с октября 2008 года. Для легковых автомобилей - с 1 сентября 2009. В России стандарт Евро-5 действует на все ввозимые автомобили с 1 января 2014 года. Нормы по выбросам: СН до 0,05 г/км, CO до 0,8 г/км и NO до 0,06 г/км. Технический регламент также предусматривает выпуск в обращение автомобильных бензинов и дизельного топлива стандарта не ниже Евро-2 до 31 декабря 2012 года, Евро-3 – до 31 декабря 2014 года, Евро-4 – до 31 декабря 2015 года, Евро-5 – с 1 января 2016 года. Топлива для двигателей внутреннего сгорания включены в номенклатуру продукции, подлежащей обязательной сертификации в соответствии с ГОСТ Р 51105-97 «Топлива для двигателей внутреннего сгорания. Неэтилированный бензин. Технические условия». При производстве топлив допускается применение высокооктановых добавок, антиокислительных и моющих присадок, улучшающих экологические показатели топлив и допущенных к применению стандартом. ВОПРОСЫ К ЗАЧЁТУ 1. Классификация видов и методов учета. 2. Определение массы и расчет погрешностей. 3. Классификация нефтей и нефтепродуктов. Характеристика их основных показателей качества и физико-химических свойств. 4. Алгоритмы определения массы нефти и нефтепродуктов при учетных операциях. 5. Расчет погрешностей различных методов. 6. Методы и средства количественного и качественного учета нефти и нефтепродуктов. 7. Состав и характеристика систем измерения количества нефти (СИКН). 8. Виды поверок. 9. Поверка расходомеров. 10. Описание и технические характеристики трубопоршневых поверочных установок. 11. Методы поверки резервуаров. 12. Составление градуировочной таблицы вертикальных стальных резервуаров. 13. Учет неровностей днища, отклонений стенки корпуса от вертикали, оборудования, находящегося внутри резервуара. 14. Оборудование и порядок поверки резервуаров типа РВС различными методами. 92 БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 1. ГОСТ 9965-76 Нефть для нефтеперерабатывающих предприятий. Технические условия. 2. ГОСТ 8.570-2000 ГСИ Резервуары стальные вертикальные цилиндрические. Методика поверки. 3. ГОСТ Р 51858-2002 Нефть. Общие технические условия. 4. ГОСТ 8.595-2004. Масса нефти и нефтепродуктов. 5. ГОСТ 2477-65 Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды. 6. ГОСТ 6370-83 Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей. 7. ГОСТ 2153476 Нефть. Методы определения содержания хлористых солей. 8. ГОСТ 3900-85 Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности. 9. ГОСТ 2517-85: Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб. 10. ГОСТ 8509-93 Уголки стальные горячекатаные равнополочные. Сортамент. 11. ГОСТ 166-89. Штангенциркули. Технические условия. 12. ГОСТ 2517-85: Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб. 13. ГОСТ 3900-85 Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности. 14. Проскурякова, В. А. Химия нефти и газа / В. А. Проскурякова, А. Е. Драбкина. – Л.: :Химия, 1989. 15. ГОСТ Р 51105-97 Топлива для двигателей внутреннего сгорания. Неэтилированный бензин. Технические условия. 93