Определение массы нефти и нефтепродуктов

Определение массы нефти и нефтепродуктов

 

 

Методические указания

 

для студентов, обучающихся по специальности «Эксплуатация и обслуживание объектов транспорта и хранения нефти, газа и продуктов переработки»

 

 

Хабаровск 2014

УДК (665.6+665.7):620.108 (075.8)

ББК Л 514-309.7 я 73

С 984

 

Рецензент: кандидат химических наук, доцент, декан факультета «Экология и химические технологии» ФГБОУ ВПО «КнАГТУ» В.В. Телеш;

 

 

Утверждено редакционно-издательским советом университета в качестве учебного пособия.

 

 

Сюй, А. В.

С 984 Определение массы нефти и нефтепродуктов: Методические указания / А. В. Сюй. – Хабаровск:

ДВГУПС, 2014.– … с.

ISBN ……….

 

В методических указаниях приведена краткая теория по определению массы товарной нефти и нефтепродуктов в сферах распространения государственного метрологического контроля и надзора, основанные на:

- прямых методах динамических и статических измерений;
- косвенных методах динамических и статических измерений;
- косвенном методе, основанном на гидростатическом принципе.
Методические указания предназначены 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

Общие положения методических указаний по выполнению контрольной работы

Цель контрольной работы – обучение студентов теоретическим и практическим навыкам определения массы нефти и нефтепродуктов.

Конечная цель выполнения контрольной работы – изучение теоретических основ и ознакомление с практическими результатами использования методов измерений массы нефти и нефтепродуктов.

Выполнение контрольной работы имеет следующие задачи:
- изучение теоретического материала по методикам выполнения измерений (МВИ) массы товарной нефти и нефтепродуктов
- ознакомление студентов с:

- прямыми методами динамических и статических измерений;
- косвенными методами динамических и статических измерений;
- косвенном методе, основанном на гидростатическом принципе.
- овладение основами определения массы товарной нефти и нефтепродуктов

- умение пользоваться дополнительной литературы и справочниками
- владение навыками математического аппарата и физическими моделями

Вариант № 1 – (10, 01)

Вариант № 2 – (02, 11, 20)

Вариант № 3 – (03, 12, 21, 30) и т.д.

Таблица 1

Исходные данные и определяемые величины

Вариант	dt, °С	dр, МПа	V, м3	r, кг/м3	ωхс, кг/м3	jв, %
1.	0,1	0,01		900,1	0,2
2.	0,15	0,015		880,2	0,22	1,1
3.	0,1	0,016		878,9	0,24	1,2
4.	0,17	0,017		795,3	0,25	1,15
5.	0,18	0,016		865,6	0,24
6.	0,16	0,014		858,8	0,26	1,21
7.	0,13	0,015		790,4	0,21
8.	0,14	0,018		785,6	0,22	1,22
9.	0,15	0,017		781,2	0,22	1,15
10.	0,16	0,016		772,7	0,23	1,13
11.	0,17	0,014		769,1	0,21	1,14
12.	0,1	0,015		763,3	0,25	1,05
13.	0,16	0,016		752,1	0,24	1,5
14.	0,15	0,018		748,8	0,23	1,26
15.	0,13	0,02		739,2	0,24	1,52
16.	0,14	0,021		720,6	0,25	1,43
17.	0,18	0,022		711,1	0,2	1,36
18.	0,15	0,023		700,5	0,21	1,44

 

DV - относительная погрешность измерения объема, принять 0,3 %;

Dρ - относительная погрешность измерения плотности, принять 0,3%;

Dδ_t – абсолютная погрешность измерения разности температур δ_t, принять 0,14 °С;

DМ – относительная погрешность центрального блока обработки и индикации данных, принять 0,2 %;

V_i, V_i+1 – объемы продукта, соответственно, в начале и в конце товарной операции, принять в соответствии с вариантом V_i=1000 м³; V_i+1= V_i-V м³;

ρ_i, ρ_i+1 – средние плотности продукта, соответственно, в начале и в конце товарной операции принять равными в соответствии с вариантом кг/м³;

α – коэффициент линейного расширения материала стенок резервуара, принять 0,014 1/°С;

- разность температур стенок резервуара при измерении объема (t_v) и при градуировке (t_гр), принять 5 °С;

Н_i – уровень продукта в емкости в начале товарной операции, принять 14 м;

Н_i+1 – уровень продукта в емкости в конце товарной операции, принять м;

DН – абсолютная погрешность измерения уровня наполнения продукта, принять 0,005 м;

DК – относительная погрешность градуировки резервуара, принять 0,5 %;

xP=P_i-P_i+1 – разность давлений продукта в начале и в конце товарной операции вычислять как xP=9(Н_i–H_i+1) Па;

DxP – относительная погрешность измерения разности давлений xP, принять 0,25 %;

DS_ср – относительная погрешность измерения среднего значения площади сечения резервуара, из которой отпущен продукт, принять 0,35 %;

V_r – общий объем нефти, принять 1000 м³;

V_б – объем балласта, принять 10 м³;

ρ_в – плотность воды 1000 кг/м³;

ω_мп – нормированная массовая доля механических примесей в нефти, принять 0,2 %;

Dρ_в – абсолютная погрешность измерения плотности воды, принять 1 кг/м³;

Dj_в - абсолютная погрешность измерения содержания воды, принять 0,05 % объемных;

Dω_хс - абсолютная погрешность измерения концентрации хлористых солей, принять 0,015 кг/м³;

Dm - относительная погрешность измерения массы, принять 0,3 %.

Контрольные работы, выполненные не по своему варианту, к защите не допускаются.

 

Содержание основной части контрольной работы

Определить массу продукта динамическим и статическим методами. Определить массу нетто нефти. Рассчитать погрешность для каждого метода.

7.1 Методы измерений, реализуемые в МВИ массы продукта

7.1.1 Для измерений массы продукта, транспортируемого или перекачиваемого по трубопроводам, применяют: - прямой метод динамических измерений;

- косвенный метод динамических измерений.

Для измерений массы продукта в мерах вместимости и мерах полной вместимости применяют:

- прямой метод статических измерений;

- косвенный метод статических измерений;

- косвенный метод, основанный на гидростатическом принципе.

7.1.2 При прямом методе динамических измерений массу продукта измеряют при помощи массомера и результат измерений массы получают непосредственно.

7.1.3 При косвенном методе динамических измерений массу продукта определяют по результатам следующих измерений в трубопроводе:
а) плотности с помощью поточных преобразователей плотности (далее - преобразователь плотности), давления и температуры.
При отключении рабочего и отсутствии резервного преобразователя плотности плотность продукта определяют при помощи ареометра в лаборатории по ГОСТ 3900, ГОСТ Р 51069 или лабораторного плотномера в объединенной пробе, составленной из точечных проб, отобранных по ГОСТ 2517. Коэффициенты объемного расширения и сжимаемости продукта определяют в соответствии с МИ 2632 [1] или принимают для нефти по МИ 2153 [2], для нефтепродуктов по МИ 2823 [3];

б) объема продукта с помощью преобразователей расхода, давления и температуры или счетчиков жидкости.

Результаты измерений плотности и объема продукта приводят к стандартным условиям или результат измерений плотности продукта приводят к условиям измерений его объема.

7.1.4 При прямом методе статических измерений массу продукта определяют по результатам взвешивания на железнодорожных и автомобильных весах по ГОСТ 29329 или ГОСТ 30414 железнодорожных и автомобильных цистерн с продуктом и без него.

7.1.5 При косвенном методе статических измерений массу продукта определяют по результатам измерений:

а) в мерах вместимости:

- уровня продукта - стационарным уровнемером или другими средствами измерений уровня жидкости;

- плотности продукта - переносным или стационарным средством измерений плотности или ареометром по ГОСТ 3900, ГОСТ Р 51069 или лабораторным плотномером в объединенной пробе, составленной из точечных проб, отобранных по ГОСТ 2517;

- температуры продукта - термометром в точечных пробах или с помощью переносного или стационарного преобразователя температуры;

- объема продукта - по градуировочной таблице меры вместимости с использованием результата измерений уровня продукта;

б) в мерах полной вместимости:

- плотности продукта - переносным средством измерений плотности или ареометром в лаборатории по ГОСТ 3900, ГОСТ Р 51069 или лабораторным плотномером в точечной пробе продукта, отобранной по ГОСТ 2517;

- температуры продукта - переносным преобразователем температуры или термометром в точечной пробе продукта, отобранной по ГОСТ 2517;

- объема продукта, принятого равным действительной вместимости меры, значение которой нанесено на маркировочную табличку и указано в свидетельстве о поверке по ГОСТ Р 8.569, с учетом изменения уровня продукта относительно указателя уровня.
Результаты измерений плотности и объема продукта приводят к стандартным условиям по температуре 15 °С или 20 °С, или результат измерений плотности продукта приводят к условиям измерений его объема в мерах вместимости и мерах полной вместимости.
Коэффициент объемного расширения продукта определяют в соответствии с МИ 2632 [1] или принимают для нефти по МИ 2153 [2], для нефтепродуктов по МИ 2823 [3].

7.1.6 При косвенном методе, основанном на гидростатическом принципе, массу продукта в мерах вместимости определяют по результатам измерений:

- гидростатического давления столба продукта - стационарным измерителем гидростатического давления;

- уровня продукта - переносным или другим средством измерений уровня.

7.1.7 Массу нетто товарной нефти определяют как разность массы брутто товарной нефти и массы балласта. Массу балласта определяют как общую массу воды, солей и механических примесей в товарной нефти. Для этого определяют массовые доли воды, механических примесей и хлористых солей в товарной нефти и рассчитывают их массу.

 

Требования к МВИ массы продукта

Требования к условиям измерений

7.2.6.1 В документе на МВИ массы продукта должны быть приведены номинальные значения и (или) диапазоны значений, влияющих на погрешность величин, при этом должно быть установлено:

- число измерений (наблюдений) величин, проведенных в каждой точке измерений, например число измерений уровня продукта в мерах вместимости;

- время выдержки перед регистрацией показаний средств измерений: уровня и температуры продукта в мерах вместимости, если эти значения не указаны в НД на них, и др.

Библиографический список

1. МИ 2632-2001 Государственная система обеспечения единства измерений. Плотность нефти и нефтепродуктов и коэффициенты объемного расширения и сжимаемости. Методы и программа расчета. С.-Пб.:ВНИИМ, 2001.

2. МИ 2153-2004 Государственная система обеспечения единства измерений. Плотность нефти. Требования к методикам выполнения измерений ареометром при учетных операциях. С.-Пб.:ВНИИМ, 2004

3. МИ 2823-2003 Государственная система обеспечения единства измерений. Плотность нефтепродуктов при учетно-расчетных операциях. Методика выполнения измерений ареметром. Программа (таблицы) приведения плотности нефтепродуктов к заданной температуре: С-Пб.: ВНИИМ, 2003. 4

4 Р 50.1.039-2002 Разработка, обновление и отмена правил и рекомендаций по стандартизации, метрологии, сертификации, аккредитации и каталогизации. М.: ИПК Изд-во стандартов, 2002.

5. МИ 2525-99 Государственная система обеспечения единства измерений. Рекомендации по метрологии государственных научных метрологических центров Госстандарта России. Порядок разработки. М.: ВНИИМС, 1999.

6. МИ 2561-99 Государственная система обеспечения единства измерений. Порядок разработки перечней организаций, которым должны быть разосланы на отзыв проекты нормативных документов ГСП. М.: ВНИИМС, 1999.

7. МИ 2174-91 Государственная система обеспечения единства измерений. Аттестация алгоритмов и программ обработки данных при измерениях. Основные положения. Л.: ВНИИМ, 1991.

8. РМГ 43-2001 Государственная система обеспечения единства измерений. Применение "Руководства по выражению неопределенности измерений". М.: ИПК Изд-во стандартов, 2001.

9. МИ 1552-86 Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения прямые однократные. Оценивание погрешностей результатов измерений. Л.: ВНИИМ, 1991.

10. МИ 2083-90 Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения косвенные. Определение результатов измерений и оценивание их погрешностей. Л.: ВНИИМ, 1990.

11. МИ 1317-2004 Государственная система обеспечения единства измерений. Результаты и характеристики погрешности измерений. Формы представления. Способы использования при испытаниях образцов продукции и контроле их параметров. М.: ВНИИМС, 2004 (Измененная редакция, Изм.№ 1).

12. МИ 1967-89 Государственная система обеспечения единства измерений. Выбор методов и средств измерений при разработке методик выполнения измерений. Общие положения. М.: ВНИИМС, 1989.

13. ПР 50.2.009-94 Государственная система обеспечения единства измерений. Порядок проведения испытаний и утверждения типа средств измерений (с Изменением № 1). М.: ВНИИМС, 1994.

14. Правила сертификации электрооборудования для взрывоопасных сред.

Определение массы нефти и нефтепродуктов

 

 

Методические указания

 

для студентов, обучающихся по специальности «Эксплуатация и обслуживание объектов транспорта и хранения нефти, газа и продуктов переработки»

 

 

Хабаровск 2014

УДК (665.6+665.7):620.108 (075.8)

ББК Л 514-309.7 я 73

С 984

 

Рецензент: кандидат химических наук, доцент, декан факультета «Экология и химические технологии» ФГБОУ ВПО «КнАГТУ» В.В. Телеш;

 

 

Утверждено редакционно-издательским советом университета в качестве учебного пособия.

 

 

Сюй, А. В.

С 984 Определение массы нефти и нефтепродуктов: Методические указания / А. В. Сюй. – Хабаровск:

ДВГУПС, 2014.– … с.

ISBN ……….

 

В методических указаниях приведена краткая теория по определению массы товарной нефти и нефтепродуктов в сферах распространения государственного метрологического контроля и надзора, основанные на:

- прямых методах динамических и статических измерений;
- косвенных методах динамических и статических измерений;
- косвенном методе, основанном на гидростатическом принципе.
Методические указания предназначены 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

Общие положения методических указаний по выполнению контрольной работы

Цель контрольной работы – обучение студентов теоретическим и практическим навыкам определения массы нефти и нефтепродуктов.

Конечная цель выполнения контрольной работы – изучение теоретических основ и ознакомление с практическими результатами использования методов измерений массы нефти и нефтепродуктов.

Выполнение контрольной работы имеет следующие задачи:
- изучение теоретического материала по методикам выполнения измерений (МВИ) массы товарной нефти и нефтепродуктов
- ознакомление студентов с:

- прямыми методами динамических и статических измерений;
- косвенными методами динамических и статических измерений;
- косвенном методе, основанном на гидростатическом принципе.
- овладение основами определения массы товарной нефти и нефтепродуктов

- умение пользоваться дополнительной литературы и справочниками
- владение навыками математического аппарата и физическими моделями