Определение массы нефти и нефтепродуктов в резервуарах (Технологическая инструкция ООО «РН-Комсомольский НПЗ»), страница 4

Для определения плотности нефти и нефтепродукта при температуре в резервуаре во время измерения его объема используется ГОСТ 3900-85(Изм.№1).

Последовательность определения плотности нефти и нефтепродуктов при температуре измерения объема резервуара.

Пример: плотность нефтепродукта при +20 °С равна 0,652. Температура нефтепродукта в резервуаре +27,5 °С. Определить плотность нефтепродукта при температуре +27,5°С.

Для пересчета плотности нефтепродукта, измеренной  при 20⁰С, на плотность +27,5⁰С необходимо:

1. По таблице ГОСТа 3900-85(Изм.№1) в столбце «Температура испытания, ⁰С» найти значение температуры испытания - +27,5⁰С;

2. В строке «+27,5⁰С» найти близкое к взятому в 5-ом цехе числовому значению плотности продукта при 20 °С (0,652) это 0,647.

3.Отклонение найденного в таблице значения от лабораторного составляет 0,652-0,647=0.005

4. По столбцу найденного в таблице ближайшего значения (0,647) в строке «Плотность по шкале ареометра, г/см³» находим показатель - 0,640. Этот показатель является округленным значением плотности по ареометру.

5. К округленному значению плотности по ареометру (0,640) прибавляем отклонение, найденное в пункте 3 (0.005): 0,640+0,005=0,645. Найденное значение является плотностью нефти или нефтепродукта при температуре измерения их объема.

3.5  РАСЧЕТ МАССЫ  НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТА В РЕЗЕРВУАРЕ.

Масса нефти или нефтепродукта определяется по формуле:

m = с*V       ( 2.1)

где: m – масса нефти или нефтепродукта в резервуаре;

         с  - плотность нефти или нефтепродукта в резервуаре при температуре измерения объема(погружении);

         V  - объем нефти или нефтепродукта в резервуаре;

Пример:

§  замер резервуара – 650 см.;

§  лабораторная плотность при 20⁰С - 0,652 г/см³;

§  температура нефти или нефтепродукта в резервуаре – +27,5⁰С.

Определить массу нефти или нефтепродукта в резервуаре:

§  Найти плотность нефти или нефтепродукта в резервуаре при температуре измерения их объема (с):

§  в соответствии с пунктом 3.4 плотность нефти или нефтепродукта при температуре 27,5⁰С и лабораторной плотности при 20⁰С  0,652 равна 0,645 (с = 0,645).

§  найти объём нефти или нефтепродукта в резервуаре (V):

§  в соответствии с пунктом 2.1 по калибровочным таблицам находим объем нефти или нефтепродукта в резервуаре соответствующий замеру 650см. – 755,726 м³.

§  найденные значения подставить в формулу 2.1:

          m = 0,645*755,726 = 487т

3.6. ОПРЕДЕЛЕНИЕ  МАССЫ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ С ПОМОЩЬЮ                    РАДАРА и серводатчика.

3.6.1. Современные системы измерения и контроля уровня, объёма, массы, температуры радарного типа « TANK SAAB RADAR», «ВМ-100»  и серводатчики типа «Enraf»позволяют передавать информацию на рабочую станцию распределенной системы управления, а также посредством программного обеспечения контролировать, вести учет, сообщать о неисправностях  и другие параметры необходимых для ведения технологического процесса.

3.6.2. Оператор товарный  участков наблюдает за технологическим процессом, а именно:

§  просматривает на мониторе рабочей станции группу резервуаров находящегося под наполнением, контролирует скорость движения нефтепродукта, ср. t , max и min  предел закачки;

§  просматривает по отдельности каждый резервуар и определяет: название продукта , уровень , ср. t , расход м³/час, плотность при 20⁰С, тоннаж;

§  имеется архив по каждому резервуару, где сохранены данные – это уровень, ср. t , объём, время;

§  по мере поступления новых анализов на нефтепродукты заполняет плотности при 20⁰С всех резервуаров;

§  формирует отчет о наличии нефтепродукта во всех резервуарах.

3.7    ТРЕБОВАНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ОПРЕДЕЛЕНИИ МАССЫ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТА В РЕЗЕРВУАРАХ