Просмотр сообщений

SIA Aerie, Н.Архипов (написать письмо).    Дата: 03.09.05 12:49  
Только по двум допустимым методикам - по калибровочным таблицам или по счетчику, причем во многих странах - только по калибровке.

При определении объёма в больших танках, в т.ч. судовых учитывается еще два параметра - expirience factor и температурные поправки.
Для каждого танка экспириенс фактор определяется каждый раз, и является накопительной средней величиной. Грубо говоря, при заполнении танка его слегка раздувает, а со временем эти деформации закрепляются. На судах есть спец. журнал - береговая цифра - замер в танке - береговая цифра. Разница аккуратно записывается, и усредняется с предыдущей. И так каждый раз.

Температурный фактор как правило рассчетный, он должен быть в проекте резервуара/танка. Это то, на сколько от холода "сжимается" танк, и учитывается, если мне память не изменяет, только при перепадах температур между замерами в 20 градусов.

Не совсем понял, почему речь о нефти? Если мы говорим об объеме, то груз не имеет значения. Если об определении массы - вот тут это принципиально, и считается разнообразными способами. В результате при одинаковом объеме и разл. методиках подсчета (это же не просто - плотность умножить на температуру, понятное дело) масса груза в документах может очень заметно различаться.

Но масса - это отдельная и довольно объемная тема.

ОГТУ, Воронина Оксана Александровна (Voronina_o_a@mail.ru).    Дата: 03.09.05 13:24  
Необходимо подсчитать массу нефти в резервуарах разной конфигурации (разной геометрической формы и разной заземленности) при изменении климатических условий

SIA Aerie, Н.Архипов (написать письмо).    Дата: 03.09.05 14:06  
масса нефти - это вообще отдельная тема. Нефть, как известно, весьма быстро набирает градиент плотности по высоте, и замеры превращаются в достаточно сложный процесс.
Непонятно, что значит "заземленность"?

Климатические условия - еще раз - температурная поправка конструкции резервуара ДОЛЖНА быть в паспорте.
Калибровочные таблицы не зависят от формы и вида резервуара.

Подсчет массы - какой? в воздухе? в вакууме?
Что это за нефть? Т.е. - какие требуются применять таблицы коррекшн фактора для этой нефти? 6а? 6b?, 5a? или другие?

Масса вопросов. Так задача не ставится.

АДС брокер, Владимр Анатольевич (написать письмо).    Дата: 03.09.05 13:33  
Дополняя ответы .Обязательно результаты измерений в международных арбитражных и экспертных компаниях ведутся по приведенной плотности и температуре к 15 С при таких измерениях существует (точнее стремиться,апроксимируется) точный показатель величины массы.Остальное в школе проходили.

SIA Aerie, Н.Архипов (написать письмо).    Дата: 03.09.05 14:10  
В России может применяться старый ГОСТ при 20 с. Эти же 20 С часто применяются в Персидском заливе, в Мексиканском заливе и Южной Америке.

Расчет массы нефтепродуктов - достаточно сложная вещь и невозможна без квалификации и специальных таблиц. Несмотря на то, что все действия вроде бы "проходили в школе".

ОГТУ, Воронина Оксана Александровна (Voronina_o_a@mail.ru).    Дата: 05.09.05 17:18  
Очередной вопрос: Какие резервуары используют на нефтеперрабатывающих заводах, мини-заводах для хранения нефти как сырья, промежуточных продуктов переработки, для готовых продуктов (мазут, бензин и т.д.)???
Их геометрическая форма? Насколько их погружают в грунт? Насколько значительно влияет температура воздуха на находящиеся в грунте резервуары - "заглубленные"? А на находящиеся как бы в саркофаге из бетона?

SIA Aerie, Н.Архипов (написать письмо).    Дата: 05.09.05 18:19  
До 200 кубов - чаще горизонтальные, свыше - практически 100-%-но вертикальные.
Погружение в грунт больших связано в основном с гражданской обороной (угроза бомбардировки) На гражданских сейчас почти не используется.
Маленькие бензиновые в городской черте напротив, сейчас стараются зарывать из тех же соображений - угроза террористов и техногенных катастроф.
Большие резервуары даже раньше не просто зарывали в землю, а делали каменный мешок с инспекционным проходом вокруг от рез. до стенки примерно 1 метр.
Удержание температуры в таких резервуарах зависит от того, накрывает ли перекрытие и этот круговой проход. По опыту, на 5000-ке соответствует примерно 100 мм утеплителя - каменной ваты. Но это очень приблизительно.

ОГТУ, Воронина О. А. (написать письмо).    Дата: 06.09.05 12:43  
При составлении калибровочных таблиц используют опытные данные? Или расчет геометрического объема, путем составления библиотеки (таблицы) нахождения объема под секущей плоскостью при определенных уровнях?

Краспромресурс, Казаков ЮВ (написать письмо).    Дата: 06.09.05 13:23  
Рекомендую обратиться http://www.saybolt.ru/news.php

SIA Nord Control, Н.Архипов (написать письмо).    Дата: 06.09.05 13:53  
Оксана, да, калибровка резервуара происходит только геометрическими обмерами, калибровать заполнением (например при приёмочном гидротесте) запрещено. У замерщиков есть рассчетные формулы при калибровке, например, горизонтальных резервуаров с эллиптическими днищами. Причина только геометрии, надеюсь, понятна.
На сейболт можно обратиться, но вот калибровка в большинстве стран - дело гос. органов только, и там определенные и довольно серъезные методики.
Наша вторая компания - Nord Control - такая же сюрвейорская компания, как и Сейболт, но работ по калибровке мы не проводили никогда, и я знаю это лишь постольку, поскольку присутствовали при работе гос. органов.
Никаких спец. сайтов, а тем более свободной литературы по калибровке (да и по замерам) резервуаров Вы не найдете. Это все, вплоть до таблиц 53В, 54В (уж на что ходовые, но тем не менее!!), и ваши нефтяные 53А, 53В стоит денег, и немалых. Мы, например, выложили за эти ASTM, IP, ISO неск. тыс. евро.
Я так чуствую, у Вас что-то похожее на курсовую работу, и чтобы Вам хоть что-то посмотреть, по почте отправлю Вам монумельтальные "Правила устройства вертикальных..." Может чем поможет :))

ADS broker, Мороз-Беер Владимир Анатольевич (написать письмо).    Дата: 05.09.05 18:40  
Оксана Александровна !
Подсчитайте оборачиваемость Ваших нефтепродуктов, получаемых (после переработки), и ориентировочные потребности. И станет все ясно. Только по заглубленным резервуарам учитывайте вероятности утечек (это несколько сложнее при хранении св. продуктов-газолинов со слабыми ковалентными связями и высокой упругостью паров)при этом определить утечка или естественные поотери бывает сложно особенно при жестоком контроле инспектирующих институций и экспертов (потому как ранее отмечал пересчет не при 20 а при 15С)

ОГТУ, Воронина Оксана Александровна (написать письмо).    Дата: 06.09.05 18:56  
СПАСИБО ВСЕМ БОЛЬШОЕ!!!
Какие Ваши публикации можно изучить ? Кто занимается этой тематикой? Какие журналы можно изучить?

ОГТУ, Воронина О.А. (Voronina_o_a@mail.ru).    Дата: 06.09.05 19:00  
Перечислите, пожалуйста, какие конкретно факторы следует учитывать при определении массы нефти в резервуаре?
Уровень, плотность, объем резервуара?
Как учесть влияние климатических факторов?

SIA Nord Control, Н.Архипов (написать письмо).    Дата: 06.09.05 19:29  
Оксана, замеры веса любого нефтепродукта в резервуаре проводятся либо по ГОСТ либо по ASTM. Отличие небольшое, но принципиальное, вызывающее постоянные конфликты наших инспекторов со старыми кадрами нефтебаз.
Отличие в том, что согласно ISO (ASTM) температура в резервуаре определяется отдельно от определения плотности. По ГОСТ-у же показания гидрометра берутся во все рассчёты.
Порядок известен -
- специальным калиброванным пробоотборником берется running sample по всей высоте,
- в этой пробе определяется плотность при некой температуре.
- из этой плотности и температуры по таблицам (нефть - 53А) рассчитывается плотность при 15 С, или 15.5 С, или 20 С (это по вашему старому ГОСТ-у, до сих пор примерно половина такие документы и выпускает).
- в резервуаре определяется уровень налива (для светлых) или взлива (для темных). Заодно определяется подтоварная вода.
- определяется температура в резервуаре (для больших это обязательно динамическая - электронной рулеткой)
- затем вводя в компьютер (или вручную, если совсем бедно)
все полученные величины - плотность при 15 (15.5, 20 - что надо), актуальную температуру, актуальный налив, калибровочную таблицу и вторую поправочную таблицу (для нефти это будет - 54А) получается искомая величина - вес в вакууме, что и есть истинная масса.
По ГОСТ-у, кстати, вес получается в воздухе, что опять-таки некорректно, и до сих пор также повод скандалов с "старорежимными" нефтебазами.
Чтобы не загромождать форум, если какие детали интересуют - пишите письмо.

ОГТУ, Воронина О.А. (написать письмо).    Дата: 13.09.05 17:33  
Спасибо Вам за помощь.
Где можно ознакомиться со стандартами по расчету объема, то есть нахождению массы?
Существую ли Ваши публикации по этому вопросу и где с ними можно ознакомиться?
Есть ли известные Вам патенты по этой теме или строгой методики не существует?
К сожалению, до меня ни дошло от Вас ни одного письма.

SIA Nord Control, Н.Архипов (написать письмо).    Дата: 13.09.05 19:21  
Что-то с компьютером. Чуть позже повторю

ОГТУ, Воронина Оксана (Voronina_o_a@mail.ru).    Дата: 20.09.05 13:39  
При создании на нефтеперабатывающем заводе АСУ ТП первичной переработки нефти включают ли расчет массы нефти в резервуаре как отдельную подсистему, учитывающую массу и при хранении в процессе переработки и хранение готового продукта? Дает ли это экономию заводу? На каких зарубежних и наших предприятиях существуют такие АСУТП?