Определение количества и качества нефтепродукта, находящегося в резервуаре - Курсовая работа

Нефтебазами называются предприятия, состоящие из комплекса сооружений и установок, предназначенных для приема, хранения и отпуска нефтепродуктов потребителям. Основное назначение нефтебаз - обеспечить бесперебойное снабжение промышленности, транспорта, сельского хозяйства и других потребителей нефтепродуктами в необходимом количестве и ассортименте; сохранение качества нефтепродуктов и сокращение до минимума их потерь при приеме, хранении и отпуске потребителям. Задача курсовой работы состоит в том, чтобы определить тип, марку и вместимость резервуара, а так же количество и качество нефтепродукта, находящегося в нем, через градуировку резервуаров геометрическим способом по известным данным наружных габаритов, которые стали известными в ходе измерений и восстановить градуировочную таблицу. Определить по вычисленной вместимости тип резервуара №7.Имеются следующие исходные данные: · Резервуар горизонтальный с прямолинейной образующей; Определяем внутреннию длину: Lвн = Lн - 2? =3305-2 х 4=3297 мм; Определяем внутренний диаметр: Dвн = Dн - 2? =2368 - 2 х 4=2360 мм. Определить вместимость цилиндрической части резервуара: Vц = (?D2вн /4) Lвн =(3,14·2,362/4) ·3,2197 = 14,42 м3. Коэффициент определяется с помощью таблицы коэффициентов заполнения цилиндрической части горизонтальных резервуаров, являющейся обязательным приложением 4 ГОСТ 8.346-79 ГСИ.Полученные данные позволяют определить тип резервуара №7: это Р-15 (резервуар горизонтальный стальной наземного расположения, объемом 15 ).Для этого воспользуемся следующими данными и формулами: · Расстояние от точки измерения до середины резервуара I = 3352 мм; Схема резервуара с учетом уклона: Рассчитаем уклон оси резервуара: a = = = 0,004853;Традиционно применяют метрошток для измерения уровня топлива и воды, который представляет собой длинную металлическую линейку. При измерении уровня открывают герметически закрытый направляющий трубопровод для метроштока и опускают туда метрошток. Для более точного замера на части трубы, находящейся в резервуаре, сверлятся отверстия диаметром 8-10 мм на расстоянии друг от друга 2 см. Для автоматического постоянного измерения уровня и наличия подтоварной воды применяются датчики уровнемеров, которые измеряют еще температуру топлива и выдают сигналы на шкафы контроля и управления в операторную.Методы измерений выбираются на основе оценки их точности применительно к данной технологической операции с учетом технической возможности реализации данного метода и с учетом рекомендаций, приведенных в стандартах и нормативно-технической документации, регламентирующих условия применения указанных методов измерений. В настоящее время согласно правилам количественного учета применяются: 1) прямой метод измерения массы с помощью весов или массовых расходомеров (счетчиков); Методы измерений количества нефти и нефтепродуктов при проведении учетно-расчетных операций на всем пути их движения от добычи до переработки и от переработки до потребителей устанавливают на основании ГОСТ 26976-86 «Нефть и нефтепродукты. Применение объемно-массового метода сводится к измерению объема V и плотности р продукта при одинаковых условиях или приведенных к одним условиям (по температуре и давлению), определению массы брутто продукта как произведения значений этих величин и последующему вычислению массы нетто продукта: = · , где - масса нетто продукта, т; При использовании этого метода измеряют величину гидростатического давления столба продукта, определяют среднюю площадь заполненной части резервуара на уровне, относительно которого производят измерение, и рассчитывают массу продукта как произведение значений этих величин, деленное на ускорение силы тяжести.Сущность метода заключается в погружении ареометра в испытуемый продукт, снятии показания по шкале ареометра при температуре определения и пересчете результатов на плотность при температуре 20 °С. 1) Цилиндр для ареометров устанавливают на ровной поверхности. Пробу испытуемого продукта наливают в цилиндр, имеющий ту же температуру, что и проба, избегая образования пузырьков и потерь от испарения. 2) Температуру испытуемой пробы измеряют до и после измерения плотности по термометру ареометра (при испытании темных нефтепродуктов термометр ареометра приподнимают над уровнем жидкости настолько, чтобы был виден верхний конец столбика термометрической жидкости и можно было отсчитать температуру) или дополнительным термометром. 3) Чистый и сухой ареометр медленно и осторожно опускают в цилиндр с испытуемым продуктом, поддерживая ареометр за верхний конец, не допуская смачивания части стержня, расположенной выше уровня погружения ареометра.Порядок отбора проб регламентирован ГОСТ 2517-85 «Нефть и нефтепродукты, методы отбора проб», п.2.4.1. Точечные пробы нефтепродукта из горизонтального цилиндрического резервуара диаметром менее 2500 миллиметров независимо от степени заполнения, отбирают с двух уровней: - с середины высоты столба жидкости Из отобранных проб составляют объединенную пробу смешением точечных проб среднего

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЕБАЗЫ

2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВМЕСТИМОСТИ РЕЗЕРВУАРА И ВОССТАНОВЛЕНИЕ ГРАДУИРОВОЧНОЙ ТАБЛИЦЫ

3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТИПА РЕЗЕРВУАРА

4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ УКЛОНА РЕЗЕРВУАРА

5. ОПИСАНИЕ ПОРЯДКА И МЕТОДА ЗАМЕРА УРОВНЯ ГОРЮЧЕГО В ГОРИЗОНТАЛЬНОМ РЕЗЕРВУАРЕ

6. ОПРЕДЕЛЕНИЕ МАССЫ НЕФТЕПРОДУКТА

7. ОПИСАНИЕ ПОРЯДКА И МЕТОДА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПЛОТНОСТИ СВЕТЛЫХ НЕФТЕПРОДУКТОВ

8. ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ОТБОРА ПРОБ ГОРЮЧЕГО

9. ВОССТАНОВЛЕНИЕ КАЧЕСТВА НЕФТЕПРОДУКТА

10. ПОРЯДОК ПРИМЕНЕНИЯ ЕСТЕСТВЕННОЙ УБЫЛИ. МЕРОПРИЯТИЯ ПО УМЕНЬШЕНИЮ ПОТЕРЬ

11. ВИДЫ ИНВЕНТАРИЗАЦИИ И ПОРЯДОК ПРОВЕДЕНИЯ ВНЕПЛАНОВОЙ ИНВЕНТАРИЗАЦИИ. ПОРЯДОК УРЕГУЛИРОВАНИЯ НЕДОСТАЧИ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ПРИЛОЖЕНИЕ