РМГ 107-2010 ГСИ. Потенциальные потери углеводородов в нефти от испарения. Методика измерений. Определение днп нефти


Автоматический аппарат для определения давления насыщенного пара (ДНП) нефтепродуктов HVP 972

Прибор HVP 972 компании Herzog-by-PAC является современным аналитическим инструментом, предназначенным для точного определения давления паров как автомобильного, так и авиационного бензина, турбинного топлива, других легких дистиллятов нефтепродуктов, необработанной нефти, углеводородных растворителей и химических соединений.

HVP 972 обеспечивает быстрые и точные результаты определения давления пара до 1000 кПа в температурном диапазоне от 0 до 100°C. Благодаря полной автоматизации обеспечивает также превосходную повторяемость и воспроизводимость результатов и повышает производительность.

Экономия времени, простой принцип работы, ультрасовременные технологии и дизайн высочайшего качества. Вы подсоединяете емкость с образцом к входному порту, выбираете подходящий метод испытания и нажимаете кнопку "START". Ptot, Pabs, DVPE (эквивалентное давление сухого пара), RVPE (эквивалентное давление насыщенного пара по Рейду) или ASVP (давление насыщенного пара, содержащего воздух) определяются за одно испытание.

Современные встроенные функции подойдут под самые строгие требования контроля качества. История проведенных калибровок и контроля качества обеспечивает полную отслеживаемость и проверяемость результатов.

HVP 972 идеальный инструмент для измерения испаряемости на соответствие техническим требованиям, последующей проверки качества, смешения топлива, исследований и применения в качестве мобильного, переносного прибора.

Прибор HVP 972 можно использовать отдельно или вместе со специально разработанным для ПК программным обеспечением IRIS. Эта современная система сбора, хранения и обработки данных разработана специально для приборов компании PAC собирает и анализирует результаты измерений и сообщает результаты пользователю для принятия обоснованных решений.

Программное обеспечение IRIS обеспечит

  • Повышение эффективности работы лаборатории
  • Облегчение процесса обмена данными и принятия решений
  • Способствует улучшению Правил Лабораторной Практики

 

Область применения:

  • Бензин
  • Насыщенные кислородом углеводородные смеси
  • Растворители
  • Химикаты
  • Реактивное топливо
  • Сырая нефть

www.neolabllc.ru

РМГ 107-2010 ГСИ. Потенциальные потери углеводородов в нефти от испарения. Методика измерений, РМГ от 13 декабря 2011 года №107-2010

РМГ 107-2010

Группа Т86.5

МКС 17.020

Дата введения 2013-01-01

Цели, основные принципы и основной порядок проведения работ по межгосударственной стандартизации установлены ГОСТ 1.0-92 "Межгосударственная система стандартизации. Основные положения" и ГОСТ 1.2-2009 "Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосударственные, правила и рекомендации по межгосударственной стандартизации. Порядок разработки, принятия, применения, обновления и отмены"Сведения о рекомендациях

1 РАЗРАБОТАНЫ Федеральным государственным унитарным предприятием "Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии" (ФГУП "ВНИИР")

2 ВНЕСЕНЫ Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии

3 ПРИНЯТЫ Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол N 38-2010 от 25 ноября 2010 г.)За принятие проголосовали:

Краткое наименование страны по МК (ИСО 3166) 004-97

Код страныпо МК (ИСО 3166) 004-97

Сокращенное наименование национального органа по стандартизации

Армения

AM

Минэкономики Республики Армения

Беларусь

BY

Госстандарт Республики Беларусь

Грузия

GE

Грузстандарт

Казахстан

KZ

Госстандарт Республики Казахстан

Кыргызстан

KG

Кыргызстандарт

Молдова

MD

Молдова-Стандарт

Российская Федерация

RU

Росстандарт

Таджикистан

TJ

Таджикстандарт

Узбекистан

UZ

Узстандарт

Украина

UA

Госпотребстандарт Украины

4 Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 13 декабря 2011 г. N 1052-ст рекомендации по межгосударственной стандартизации РМГ 107-2010 введены в действие в качестве рекомендаций по метрологии Российской Федерации с 1 января 2013 г.

5 ВВЕДЕНЫ ВПЕРВЫЕИнформация об изменениях к настоящим рекомендациям публикуется в ежегодно издаваемом указателе "Руководящие документы, рекомендации и правила", а текст изменений и поправок - в ежемесячно издаваемом информационном указателе "Национальные стандарты".В случае пересмотра (замены) или отмены настоящих рекомендаций соответствующее уведомление будет опубликовано в ежемесячно издаваемом информационном указателе "Национальные стандарты" и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет

1 Область применения

Настоящие рекомендации устанавливают методику измерений массовой доли выделяющихся в резервуарах углеводородов, потерь нефти фактических, возникающих при ее подготовке и хранении, и потенциальных, предотвращаемых при эксплуатации систем улавливания легких фракций (УЛФ), в диапазоне от 0,1 до 1,0% масс., при поступлении нефти с давлением насыщенных паров (ДНП) не выше нормируемой величины и в диапазоне от 1,0 до 2,0% масс., при поступлении нефти с ДНП выше нормируемой величины.Рекомендации распространяются на нефти и смеси нефтей со следующими характеристиками:

- плотность

780-950 кг/м;

- вязкость

1,2-250 мм/с.

2 Нормативные ссылки

В настоящих рекомендациях использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:ГОСТ 12.1.005-88 Система стандартов безопасности труда. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоныГОСТ 12.4.009-83 Система стандартов безопасности труда. Пожарная техника для защиты объектов. Основные виды. Размещение и обслуживаниеПримечание - При пользовании настоящими рекомендациями целесообразно проверить действие ссылочных стандартов на территории государства по соответствующему указателю стандартов, составленному по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим ежемесячно издаваемым информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный стандарт заменен (изменен), то при пользовании настоящими рекомендациями следует руководствоваться заменяющим (измененным) стандартом. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Требования к погрешности измерений

Доверительные границы абсолютной погрешности измерений массовой доли выделяющихся в резервуарах углеводородов и потерь:- при поступлении в них нефти с ДНП не выше нормируемой величины в диапазоне от 0,1 до 1,0% масс. - ±0,05% масс.;- при поступлении в них нефти с ДНП выше нормируемой величины в диапазоне от 1,0 до 2,0% масс. - ±0,15% масс.

4 Средства измерений и вспомогательные устройства

При выполнении измерений применяют следующие средства измерений и вспомогательные устройства:- автоматический лабораторный прибор АЛП-01 ДП-01 по [1];- индивидуальный пробоотборник ИП-1М по [2] для нефти, содержащей воду в свободном состоянии и газ;- индивидуальный пробоотборник ИП-ЗМ по [3] для нефти, не содержащей воду в свободном состоянии и газ;- испарительная камера ИК-2 по [4];- термостат с диапазоном регулирования температуры от 20 °С до 60 °С и обеспечивающий стабильность поддержания температуры ±0,1 °С;- весы лабораторные микрокомпьютерные модели ВЛМК-550, класс точности 4, с погрешностью не более 20 мг;- барометр-анероид типа БАММ-1 по [5].Примечание - Допускается применение других средств измерений с аналогичными или лучшими метрологическими характеристиками.Применяемые средства измерений должны быть поверены, испытательное оборудование аттестовано, а вспомогательное оборудование проверено на работоспособность.

5 Метод измерений

Метод измерений основан на том, что в процессе испарения из нефти преимущественно выделяются легкие углеводороды, вследствие чего ее ДНП снижается, и заключается в установлении зависимости ДНП от количества выделившихся углеводородов с последующим определением их массовой доли по величине ДНП на входе и выходе объекта.

6 Требования безопасности и охраны окружающей среды

6.1 При измерениях соблюдают требования безопасности, приведенные в паспортах на средства измерений и вспомогательные устройства.

6.2 Температура, влажность, скорость движения воздуха, содержание вредных веществ в рабочей зоне должны соответствовать требованиям ГОСТ 12.1.005.

6.3 При сливе, наливе и отборе проб нефти используют средства индивидуальной защиты.

6.4 Отработанную нефть и промывочные жидкости сливают в специальные герметизированные сливные емкости.

6.5 Помещение, в котором проводят измерения, должно быть оборудовано средствами пожаротушения в соответствии с ГОСТ 12.4.009.

7 Требования к квалификации исполнителей

К измерениям допускают лиц (лаборантов или операторов), изучивших настоящие рекомендации, инструкции на прибор АЛП-01 ДП-01, индивидуальные пробоотборники, термостат, весы, имеющих специальную подготовку по эксплуатации этих технических средств и прошедших инструктаж по технике безопасности.

8 Условия измерений

При проведении измерений соблюдают следующие условия:

- температура окружающего воздуха

(25±10) °С;

- температура исследуемой нефти при измерениях ДНП

37,8 °С.

9 Подготовка к измерениям

9.1 Подготовка технических средств

9.1.1 Прибор АЛП-01 ДП-01 подготавливают к проведению измерений ДНП нефти в ручном режиме работы в соответствии с руководством по эксплуатации.

9.1.2 Весы лабораторные, термостат и индивидуальные пробоотборники подготавливают к работе согласно инструкциям по их эксплуатации.

9.1.3 Взвешивают стакан испарительной камеры совместно с поршнем ().

9.1.4 Собирают испарительную камеру, приводят поршень в нижнее положение и подключают к прибору АЛП-01 ДП-01 (см. рисунок А.1, приложение А).

9.2 Отбор пробы нефти

9.2.1 Подключают индивидуальный пробоотборник ИП-1М или ИП-3М к пробозаборному устройству трубопровода и отбирают пробу нефти согласно приложению Б или Г при технологическом режиме, обеспечивающем максимально возможную величину ДНП для обследуемого объекта.

9.2.2 Отключают индивидуальный пробоотборник от пробозаборного устройства и подключают через фильтр к испарительной камере и прибору АЛП-01 ДП-01 (см. рисунок А.1, приложение А).

9.2.3 Подключают термостат к прибору АЛП-01 ДП-01, устанавливают температуру 37,8 °С и выдерживают до ее стабилизации.

10 Измерения

10.1 Определение зависимости ДНП нефти от количества выделившихся из нее углеводородов

10.1.1 Определение ДНП нефти, отобранной на входе обследуемого объекта

10.1.1.1 При закрытых входном и выходном клапанах испарительной камеры (приложение В) открывают вначале выходной вентиль пробоотборника, а затем вентиль-распределитель испарительной камеры.

10.1.1.2 Приводят поршни прибора (приложение Д) в нижнее положение.

10.1.1.3 Путем движения поршней прибора вверх отбирают пробу нефти, затем поршни последовательно приводят вначале в нижнее положение, а затем в верхнее положение, при этом происходят промывка камер прибора и отбор пробы для измерения ДНП .

10.1.1.4 Приводят поршни прибора в нижнее положение и снимают показания ДНП .

10.1.2 Заполнение испарительной камеры нефтью

10.1.2.1 Заполняют испарительную камеру нефтью (см. приложение В).

10.1.2.2 После заполнения испарительной камеры нефтью закрывают вентиль-распределитель и отсоединяют от него пробоотборник c рукавом и фильтром (см. приложение А).

10.1.3 Определение исходной массы нефти, отобранной в испарительную камеру

10.1.3.1 После проведения операции по 10.1.2 откручивают крепежные винты (см. приложение В), затем, поддерживая одной рукой стакан, другой рукой выкручивают стяжные толкатели из поршня, разделяя его на верхнюю и нижнюю части, плавно опускают стакан с нижней частью поршня на весы и фиксируют массу стакана , г, заполненного нефтью.

10.1.3.2 Исходную массу нефти , г, определяют по формуле

, (1)

где - масса стакана, заполненного нефтью (по 10.1.3.1), г; - масса стакана испарительной камеры (по 9.1.3), г.

10.1.4 Определение ДНП нефти в процессе испарения

10.1.4.1 После проведения операций по 10.1.3 выдерживают по времени так, чтобы масса нефти в стакане уменьшилась на величину, примерно равную 10% максимально ожидаемых потерь на обследуемом объекте, и вычисляют расчетную массу испаряющихся из нефти углеводородов , г, по формуле

, (2)

где - массовая доля максимально ожидаемых потерь на обследуемом объекте, %.Фактическую массовую долю испарившихся из нефти углеводородов , % масс., рассчитывают по результатам взвешивания остатка нефти в стакане по формуле

, (3)

где - масса стакана с остатком нефти после первого цикла испарения, г.

docs.cntd.ru

Давление - насыщенный пар - нефть

Давление - насыщенный пар - нефть

Cтраница 1

Давление насыщенных паров нефти из каждого химического стакана определяли отдельно, то есть по каждому уровню потерь, а при нулевом уровне - путем перевода пробы нефти прямо из охлажденного пробоотборника в охлажденную топливную камеру бомбы Рейда.  [1]

Давление насыщенных паров нефти и нефтепродукта характеризует их испаряемость, наличие в них легких компонентов, растворенных газов. Оно резко увеличивается с повышением температуры. Если в бензине растворено много газа или содержится много низкокипящих фракций, то такой бензин имеет высокое давление насыщенных паров, при работе двигателя образует паровые пробки, что крайне нежелательно.  [2]

Давление насыщенного пара нефти, определяемое в бомбе, зависит от отношения объемов паровой и жидкой фаз. Как указывает А. С. Ирисов [1], в насыщенном паре, согласно закону Коновалова, содержится большее количество более летучего компонента, чем в оставшейся жидкости. В результате жидкая фаза обедняется более летучими компонентами.  [3]

Давление насыщенных паров нефти, как отмечалось, характеризует степень ее испаряемости.  [5]

Определение давления насыщенных паров нефти ( ДНП) при соотношении фаз, стремящемся к нулю ( х - 0), производится следующим образом. Открытием вентиля 16 ( см. рис. 4.7) и отводом поршня 2 на объем VH 90 см3, определяемый по линейной шкале 3 и лимбу 4, отбирается проба для анализа. Затем вентиль 17 закрывается, поршень 2 перемещается влево на объем VH 0 1УН, вентиль 17 открывается. Происходят разбрызгивание и турбулизация нефти, что приводит к переходу системы нефть - газ в термодинамическое равновесие.  [7]

Величина давления насыщенных паров нефти, нефтепродуктов и индивидуальных углеводородов изменяется в широких пределах.  [8]

При давлении насыщенных паров нефти или нефтепродукта не более 67 кПа ( 500 мм рт. ст.) допускается применять бутылку с двумя трубками в пробке.  [9]

При определении давления насыщенных паров нефтей и нефтепродуктов необходимо различать два случая.  [10]

Для определения давления насыщенных паров нефтей, подготовленных к транспортированию и переработке, разработан метод анализа ( ГОСТ 24993 - F4) [ 21 и лабораторный стеклянный аппарат, позволяющий измерять давление насыщенных паров при соотношении объемов паровой и жидкой Фаз. Сущность метода заключается в многократной продувке поверхности нейти з испарителе воздухом и измерении приращения объема паровоздушной смеси в измерительных бюретках.  [11]

Метод сравнения давления насыщенных паров нефти и нефтепродуктов известен давно. Для этой цели был сконструирован и изготовлен ряд приборов ( Сореля [18], Стопфера - Вобетсона - Уитмана [17], Ченисека - Уитмана [19], прибор ВНИИТнефти [13], Валявского - Бударова [1] и др.) и бомб.  [13]

При отсутствии стабилизации давление насыщенных паров нефти определяется условиями сепарации последней ступени. В концевом сепараторе обычно поддерживается давление 1 2 ата при естественной температуре нефти.  [14]

Поэтому при характеристике давления насыщенного пара нефти или нефтепродукта необходимо указывать, кроме температуры, при которой проведено определение, и соотношение объемов паров и жидкости. В нефтяной практике давление насыщенных паров определяют главным образом для моторных топлив, причем из четырех перечисленных выше способов определения давления насыщенных паров применяют только первый - статический, описание которого дается ниже.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Определение - нефтепродукт - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Определение - нефтепродукт

Cтраница 2

При определении нефтепродуктов на анализ необходимо брать весь объем пробы, это основное правило должно строго соблюдаться при определении содержания нефтепродуктов.  [16]

При определении нефтепродуктов данным способом легкие фракции улетучиваются.  [17]

При определении нефтепродуктов на анализ необходимо брать весь объем пробы, это основное правило должно строго соблюдаться при определении содержания нефтепродуктов.  [18]

При определении нефтепродуктов в воде необходимо применять только избирательные методы, позволяющие устранять мешающее влияние веществ других классов. Применение методов анализа, в которых за нефтепродукты принимается суммарное содержание всех органических веществ, извлекаемых каким бы то ни было растворителем, недопустимо.  [19]

При определении ДНП нефтепродуктов и, в частности, их узких фракций следует обратить внимание на степень четкости выделения этих фракций при перегонке.  [21]

На результаты определения нефтепродуктов могут оказывать влияние углеводороды естественного происхождения. Однако обычно их концентрация в поверхностных водах невелика.  [22]

Автоматический прибор для определения нефтепродуктов в сточных водах ПОНВ-63В предназначен для определения суммарного содержания эмульгированных, плавающих и растворимых нефтепродуктов в сточной воде.  [23]

Особенно трудно проводить определение нефтепродуктов s сточной воде, прошедшей через очистные сооружения, и в самих водоемах, куда спускают сточные воды.  [24]

Метод применим для определения нефтепродуктов в концентрациях 0 15 мг / л и менее.  [25]

Особенно трудно проводить определение нефтепродуктов в сточной воде, прошедшей через очистные сооружения, и в самих водоемах, куда сточные воды спускают.  [26]

Метод рекомендуется для определения нефтепродуктов в городских сточных водах, содержащих большое количество посторонних экстрагируемых примесей и имеющих изменчивый состав нефтепродуктов.  [27]

Метод применим для определения нефтепродуктов в кон -, центрациях 0 15 мг / л и менее.  [28]

Метод рекомендуется для определения нефтепродуктов в городских сточных водах, содержащих большое количество посторонних экстрагируемых примесей и имеющих изменчивый состав нефтепродуктов. Нефтепродукты отделяются от других веществ, извлекаемых хлороформом, в тонком слое силикагеля при использовании гексана в качестве подвижного растворителя. Хроматографическое отделение и концентрирование нефтепродуктов проводят в гонком слое.  [29]

Наиболее распространенным методом определения нефтепродуктов, растворенных и эмульгированных в водах, считается массовый.  [30]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

ГСО давления насыщенных паров нефти и нефтепродуктов (ДНП)

ГСО давления насыщенных паров (ДНП) применяются в соответствии с ГОСТ 1756, ASTM D 323.

ГСО давления насыщенных паров (ДНП) поставляются в стеклянных или пластиковых флаконах объемом 250, 500, 1000 см3.

Срок годности экземпляров ГСО - 3 года.

Метрологические характеристики ГСО давления насыщенных паров (ДНП)

Тип ГСО

    Номер ГСО   

    Номер МСО   

   Диапазон аттестованных    значений, кПа

  Абсолютная погрешность,   кПа

ДНП-10-ЭК   

8523-2004

1093:2004

10-14

1,0

ДНП-20-ЭК

8524-2004

1094:2004

20-25

1,0

ДНП-30-ЭК

8525-2004

1095:2004

32-38

1,0

ДНП-40-ЭК

8526-2004

1096:2004

42-48

1,0

ДНП-50-ЭК

8527-2004

1097:2004

49-55

1,1

ДНП-60-ЭК

8528-2004

1098:2004

60-65

1,1

ГСО нефтпродуктов

      

eco-analytika.com

Бомба - рейд - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Бомба - рейд

Cтраница 2

Оценка испаряемости производится стандартными показателями: фракционный состав, давление насыщенных паров при 38 С в лабораторной бомбе Рейда при соотношении паровой и жидкой фаз ( 3 8 - 4 2): 1 или в аппарате с механическим диспергированием типа Вихрь ( ГОСТ 28981 - 90), остаток при перегонке и потери от испарения.  [17]

При проектировании и эксплуатации технологических систем на ньфтякых месторождениях, как правило, пользуются цифрами упругости пиров, полученными при исследовании нефти с помощью бомбы Рейда или и - устано: НИТЖГТГнефть.  [18]

Давление насыщенных паров нефтепродуктов ( ДНП) принимается по данным ЦЗЛ предприятий, которые проводят периодическое определение давления насыщенных паров нефтепродуктов по ГОСТ 1756 - 52 ( бомба Рейда) для аттестации товарных нефтепродуктов.  [19]

Достаточно хорошая сходимость формулы Бриджмена к Олдрич с экспериментальными данными позволяет считать вполне возможным, в большинстве случаев, для определения упругостей паров бензина пользоваться этой формулой, не прибегая к бомбе Рейда, что в значительной степени облегчает решение во -, проса о потерях бензинов, связанных с их хранением.  [20]

Давление насыщенных паров нефти из каждого химического стакана определяли отдельно, то есть по каждому уровню потерь, а при нулевом уровне - путем перевода пробы нефти прямо из охлажденного пробоотборника в охлажденную топливную камеру бомбы Рейда.  [21]

Новый экспрессный метод определения ДНП [ 84] позволяет отбирать пробы нефти непосредственно в пробоотборники анализатора ДНП и без трудоемких операций в течение 2 - 3 минут определить искомое значение ДНП, ь то время как метод определения ДНП на бомбе Рейда является трудоемким и требует значительных затрат времени.  [22]

После определения равновесного давления насыщения нефти в бомбе Рейда вводится коррекция в показания манометра Ар на изменение давления воздуха и насыщенных паров воды в воздушной камере, вызванное различием между исходной температурой и температурой водяной бани, в которую помещалась бомба Рейда.  [23]

Новый экспрессный метод определения ДНП 84 ] позволяет отбирать пробы нефти непосредственно в пробоотборники анализатора ДНП и без трудоемких операций в течение 2 - 3 мину; определить искомое значение ДНП, ь то время как метод определения ДНП на бомбе Рейда является трудоемким и требует значительных затрат времени.  [24]

В настоящее время не разработаны пригодные для практики методы полного отделения воды из отобранной пробы нефти без потерь ее легких фракций. Поэтому в топливную камеру бомбы Рейда вводится обводненная проба нефти. При этом возникает необходимость вводить поправки в давление паров обводненной нефти.  [26]

Давление насыщенных паров является одним из параметров, определяющих испаряемость нефти, а следовательно, и величину потерь углеводородов. Его определяют преимущественно в бомбе Рейда при температуре 38е С. Затем делают пересчет на температуру ее поверхности. Так как температуру поверхности нефти замерить не всегда представляется возможным, то для упрощения расчетов в практике принято исходить из средней температуры массы нефти, находящейся в резервуаре. При этом, основываясь на многочисленных наблюдениях, принимают среднюю температуру нефти равной средней температуре наружного воздуха за расчетный период. Последнюю получают из данных метеорологических станций.  [27]

Давление насыщенных паров реактивного топлива обусловливает потери топлива и избыточное давление в баках, необходимое для обеспечения бескавитационной работы топливных насосов. Оно определяется в приборе типа бомбы Рейда при температуре 38 С для топлива Т-2 и при 150 С для топлив, не содержащих бензиновой фракции.  [28]

Давление насыщенных паров - давление пара, находящегося в равновесии с жидкостью при данной температуре; оно зависит от температуры и давления жидкости. Для определения давления насыщенных паров теплив используют аппарат ( бомбу Рейда), состоящий из двух камер, соединенных трубкой. Верхняя камера по объему в 4 раза больше нижней и снабжена манометром. В нижнюю камеру заливают бензин, верхнюю заполняют воздухом, и аппарат помещают водяную баню с постоянной температурой, равной 38 С. Для ускорения испарения бензина аппарат периодически встряхивают и по манометру измеряют давление паров.  [29]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

Устройство для определения давления насыщенных паров нефти

 

Использование: определение давления насыщенных паров жидкости, анализ количества продукции нефтяной, газовой, нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности. Сущность изобретения: устройство содержит размещенные снизу вверх и соединенные через запорный вентиль топливную и выполненную в виде вертикального цилиндра испарительную камеру, автоматические клапаны, установленные на линиях подачи и отвода пробы и подсоединенные к блоку управления датчики давления насыщенных паров и температуры анализируемого продукта с регулятором. Топливная камера выполнена в виде корпуса с подсоединенной к нему сверху полой крышкой, корпус выполнен в виде циклона цилиндро-конической формы с цилиндрической частью, в которой размещен завихритель, выполненный в виде шайбы, внутри которой выполнен винтовой канал. К завихрителю подсоединены патрубки для отвода анализируемого продукта и газа, причем газоотводный патрубок и вершина конической части циклона подсоединены к полости под крышкой камеры. Завихритель снабжен цилиндрическим кольцевым фиксатором. Верхняя крышка испарительной камеры выполнена с внутренней резьбой, а нижняя - с наружной резьбой. 1 з. п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к устройствам для определения давления насыщенных паров жидкости и может быть применено в нефтеперерабатывающей, нефтехимической, нефтяной, газовой и других отраслях промышленности для анализа количества продукта и в системах для автоматического управления производством.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является устройство для определения давления насыщенных паров (ДНП) нефти, включающее размещенные снизу вверх и соединенные через запорный вентиль топливную и выполненную в виде вертикального цилиндра испарительную камеру, автоматические клапаны, установленные на линиях подачи и отвода пробы и подсоединенные к блоку управления датчики давления насыщенных паров и температуры анализируемого продукта с регулятором [1] Однако устройство недостаточно надежно в работе. Цель изобретения повышение надежности устройства. Указанная цель достигается тем, что топливная камера cнабжена завихрителем с газоотводным патрубком, соединенным с каналом выхода легкой фазы и с отверстием выхода тяжелой фазы дегазированной жидкости, при этом завихритель снабжен цилиндрическим кольцевым фиксатором, для его крепления в корпусе топливной камеры. Камера испарения выполнена в виде цилиндрического корпуса с двумя крышками, причем верхняя крышка выполнена с внутренней резьбой, а нижняя крышка с наружной резьбой, каждая из которых снабжена штуцерами для установки запорной арматуры. Выполнение топливной камеры с разгрузочным отверстием вывода тяжелой фазы, а также с наконечником, переходящим в канал отвода легкой фазы и с завихрителем позволяет интенсивно закручивать порцию анализируемого продукта, получить интенсивно вращающуюся пленку жидкости на внутренней поверхности топливной камеры, осуществить пленочное, веерообразное истечение тяжелой фазы через разгрузочное отверстие, выделить легкие углеводороды из нефти в центре закрученного потока и удалить их через канал отвода легкой фазы при пленочном, веерообразном истечении. Камера испарения, выполненная в виде цилиндрического корпуса с двумя крышками, позволяет применять его как универсальное средство, т.е. камера испарения, состоящая из верхней и нижней крышек без цилиндрического корпуса имеет соотношение объемов топливной камеры и камеры испарения 1:1, при этом определение показателя ДНП соответствует ГОСТ 2993-81, а с цилиндрическим корпусом определение показателя ДНП соответствует ГОСТ 1756-52, т.е. при соотношении этих же объемов как 1:4. На фиг. 1 изображено устройство для определения ДНП жидкости; на фиг.2 вид по стрелке А; на фиг.3 схема подключения устройства для определения ДНП жидкости. Устройство для определения ДНП жидкости состоит из топливной камеры В и камеры испарения Б. В свою очередь топливная камера В состоит из корпуса 1, завихрителя 2 с винтовой канавкой 3, и с газоотводным патрубком 4, глухой крышки 5 с цилиндрическим каналом 6, полой крышки 9, стенки которой образуют со стенками сборную камеру 10 для сбора жидкости и газа и штуцера 11. Внутри корпуса имеется камера 7 для разрушения метастабильного состояния системы газ жидкость, выполненная в виде гидроциклона с цилиндрической 8 и конической 16 стенками. Камера 7 соединена с камерой 10 через разгрузочное отверстие 12 и канал 13 вывода легкой газообразной фазы. Канал 13 соединяется с цилиндрическим каналом 6 и с газоотводным патрубком 4. Кроме того, корпус снабжается вводным штуцером 14, который соединяется с винтовой канавкой 3. Завихритель 2 фиксируется в корпусе 15 с помощью цилиндрического кольцевого фиксатора и глухой крышки 5, прикрепленной к корпусу винтами 17 (фиг.2, вид А). Камера испарения Б состоит из крышки 18 с наружной резьбой и крышки 19 с внутренней резьбой. Между крышками имеется цилиндрический корпус 20. На крышке 18 прикреплен штуцер 21 для установки запорной арматуры 22, а на крышке 19 прикреплен штуцер 23 для установки датчика ДНП жидкости. Размеры цилиндрического корпуса и крышек камеры испарения подобраны таким образом, что, если камера состоит только из крышек без цилиндрического корпуса, то отношение объема камеры испарения к объему топливной камеры составляет 1:1, т.е. соответствует ГОСТ 24993-81, если же камера испарения собирается вместе с цилиндрическом корпусом, то отношение объема камеры испарения к объему топливной камеры составит 4:1, т.е. соответствует ГОСТ 1756-52. Устройство для определения ДНП жидкости включает в себя также термостат 24 (фиг.3), линию трубопровода 25 подачи нагретой нефти, клапаны 26, 27, 28, блок управления 29 питающийся переменным током, регулятор температуры 30 термостата, цифровой индикатор 31, дренажный трубопровод 32. Работает устройство для определения ДНП жидкости следующим образом. Анализируемый продукт, предварительно нагретый до необходимой температуры в термостате 24, подается по трубопроводной линии через открытый клапан в топливную камеру "В" через штуцер 14 и для обеспечения тангенциального истечения в винтовую сужающуюся канавку 3. Клапаны 27 и 28 при этом открыты. Благодаря сужающемуся сечению вводного устройства при постоянном давлении происходит увеличение скорости тангенциального истечения жидкости, т.к. по закону Бернулли Q=F V=const по всему сечению, где Q расход жидкости; F сечение канала; V скорость течения жидкости. Значит при изменении сечения F должно изменяться и V. Следовательно, при уменьшении сечения вводного устройства должна возрастать скорость истечения жидкости, а значит и крутка потока. Кроме того, такое истечение происходит в пленочном режиме течения. Известно, что углеводородные газы, находящиеся в метастабильном состоянии в жидкости выделяются при изменении условий термодинамического равновесия системы газ жидкость, а эти условия достигаются интенсивной круткой потока, трением о стенки топливной камеры (образование центров разрушения метастабильного состояния, а значит образования газовых пузырьков) интенсивной турбулентной кавитацией в центре вращения потока в топливной камере. На расстоянии, близком к центру вращения потока, происходит разрыв сплошности потока жидкости, что приводит к интенсивной турбулентной кавитации жидкости, а это, в свою очередь, способствует разрушению метастабильного состояния углеводородных газов в жидкости (нефти). Все это приводит к эффективному испарению легких углеводородных компонентов и максимальному приближению истинному значению ДНП жидкости. Выделившаяся под действием центробежных сил парогазовая смесь отводится по каналу 6,13 в сборную камеру 10. Установившееся значение ДНП измеряется датчиком давления, установленным в штуцере 23. Блок управления 29 вносит необходимые поправки на нагрев продукта через регулятор температуры 30 термостата 24. Все показания приборов и регуляторов выводятся на цифровую индикацию 31. После получения полной информации о ДНП продукта последний дренируется по линии 32. Такая конструкция устройства для определения ДНП жидкости является простой и ненадежной в эксплуатации вследствие отсутствия вращающихся деталей, обеспечивает универсальность определения этого показателя и не требует высокой квалификации состояния системы. Кроме того, разрушение метастабильного состояния системы газ жидкость достигается за счет интенсивного вращения жидкости в самом устройстве, образованием разрыва сплошности в центре вращения потока жидкости и связанной с этим интенсивной турбулентной кавитацией, трением жидкости о стенки топливной камеры и образованием тем самым центров появления газовых пузырьков. Такая конструкция устройства для определения ДНП жидкости позволяет применить его на потоке жидкости и решить вопросы автоматического управления процессом стабилизации нефти на установках комплексной подготовки нефти. Все это позволяет обеспечить универсальность определения ДНП жидкости, снизить затраты на проведение анализа, создать автоматизированные, надежные в эксплуатации системы и на этой основе решить вопросы автоматизации работы установок стабилизации нефти.

Формула изобретения

1. УСТРОЙСТВО ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ НАСЫЩЕННЫХ ПАРОВ НЕФТИ, включающее размещенные снизу вверх и соединенные через запорный вентиль топливную и выполненную в виде вертикального цилиндра испарительную камеры, автоматические клапаны, установленные на линиях подачи и отвода пробы и подсоединенные к блоку управления, датчики давления насыщенных паров и температуры анализируемого продукта с регулятором, отличающееся тем, что топливная камера выполнена в виде корпуса с подсоединенной к нему сверху полой крышкой, корпус выполнен в виде циклона цилиндроконической формы с цилиндрической частью, в которой размещен завихритель в виде шайбы, внутри которой выполнен винтовой канал, к завихрителю подсоединены патрубки для подвода анализируемого продукта и отвода газа, причем газоотводный патрубок и вершина конической части циклона подсоединены к полости под крышкой камеры, завихритель снабжен цилиндрическим кольцевым фиксатором для его крепления в корпусе топливной камеры. 2. Устройство по п.1, отличающееся тем, что испарительная камера снабжена крышками, причем верхняя крышка выполнена с внутренней резьбой, а нижняя - с наружной резьбой.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3

www.findpatent.ru