СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ МАССЫ НЕФТЕПРОДУКТА В РЕЗЕРВУАРЕ Российский патент 1996 года по МПК G01G17/04 

Изобретение относится к измерительной технике, в частности к измерению массы нефтепродукта в резервуаре, и может быть использовано для измерения массы жидких продуктов, хранящихся в резервуаре.

Известен способ, основанный на измерении фактического объема нефтепродукта, температуры нефтепродукта и окружающей среды и вычислении массы нефтепродукта в соответствии с формулой
m=v(1+2 α δt_c) · ρ · (1+ β δ t), (1) где v фактический объем нефтепродукта, находящегося в резервуаре, м³;
α коэффициент линейного расширения материалов стенок резервуара, 1/^оС;
δt_c= (t_v-tг_р) разность температуры стенок резервуара (окружающей среды) при измерении объема t_v и при градуировке резервуара t_гр, ^оС;
ρ плотность нефтепродукта, кг/м³;
β коэффициент объемного расширения нефтепродукта, 1/^оС;
δ_t= (t_v'-t ) разность температур нефтепродукта при определении объема t_v' и измерении плотности нефтепродукта t [1]
Однако определение массы нефтепродукта таким путем затруднено в связи с тем, что плотность нефтепродукта в каждом конкретном случае является неизвестной величиной, зависящей от сортности нефтепродукта и температуры, а измерение плотности нефтепродукта проводится путем отбора проб и лабораторных измерений.

Известны способы определения массы нефтепродукта в резервуаре, заключающиеся в измерении уровня жидкости в резервуаре, температуры нефтепродукта и окружающей среды, определении объема жидкости и последующем вычислении массы нефтепродукта, в которых измеряют вспомогательные параметры жидкости известной плотности, помещенной в дополнительные емкости, определенным образом связанные с основным резервуаром с нефтепродуктом [2]
Эти способы связаны с дополнительными измерениями параметров жидкости в вспомогательных емкостях, что усложняет процесс определения массы нефтепродукта и вносит дополнительную погрешность.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ, который заключается в том, что определяют фактический объем нефтепродукта с учетом его уровня и температуры, а также температуры окружающей среды, после чего рассчитывают массу нефтепродукта, причем в резервуар с нефтепродуктом помещают емкость с эталонной жидкостью (с известной плотностью), уровень которой поддерживают равным уровню нефтепродукта в резервуаре, измеряют разность гидравлических давлений нефтепродукта и эталонной жидкости, а массу нефтепродукта в резервуаре определяют из соотношения
m • (ρ_эgH+ДP), где V фактический объем нефтепродукта, находящегося в резервуаре, м³;
Н уровень нефтепродукта в резервуаре, м;
ρ_э плотность эталонной жидкости, кг/м³;
ДР разность гидравлических давлений нефтепродукта и эталонной жидкости.

В этом способе возможна погрешность определения массы нефтепродукта из-за неточности поддержания уровня эталонной жидкости, равной уровню нефтепродукта [3]
Сущность изобретения заключается в том, что в способе определения массы нефтепродукта в резервуаре, заключающемся в том, что измеряют уровень нефтепродукта в резервуаре, температуру нефтепродукта и окружающей среды, определяют фактический объем нефтепродукта с учетом его уровня и температуры, а также температуры окружающей среды, уровень нефтепродукта в резервуаре измеряют с помощью двух ультразвуковых уровнемеров с поплавками, отличающимися один от другого объемно-весовыми характеристиками, а массу нефтепродукта определяют из соотношения
m V(1+2)• , где V фактический объем нефтепродукта в резервуаре;
α коэффициент линейного расширения материалов стенок резервуара;
δt_с разность температуры стенок резервуара (окружающей среды) при измерении объема и градуировке резервуара;
К коэффициент пропорциональности;
Н₁, Н₂ показания первого и второго уровнемеров соответственно.

В результате измерения уровня нефтепродукта с помощью двух ультразвуковых уровнемеров с поплавками, отличающимися своими объемно-весовыми характеристиками, получают различные показания этих уровнемеров из-за разного погружения поплавков. Разность показания уровнемеров зависит от плотности нефтепродукта и, следовательно, несет информацию об этом параметре. Соответственно, эта информация учитывается при определении массы нефтепродукта.

Таким образом, в предлагаемом способе не требуются эталонная жидкость с известной плотностью и проведение соответствующих операций с этой жидкостью, что избавляет способ от погрешностей, связанных с проведением этих операций, тем самым повышает точность определения массы нефтепродукта и упрощает его.

На чертеже представлена блок-схема установки, реализующей предлагаемый способ.

Установка содержит резервуар 1 с нефтепродуктом, измеритель 2 среднего значения температуры нефтепродукта в резервуаре, измеритель 3 температуры окружающей среды, первый ультразвуковой уровнемер 4, второй ультразвуковой уровнемер 5. Поплавок 6 уровнемера 4 и поплавок 7 уровнемера 5 погружаются в нефтепродукт, заполняющий резервуар 1, соответственно, на глубину h₁ и h₂ в зависимости от их объемно-весовых характеристик, которые отличаются друг от друга. В связи с этим h₁ не равно h₂.

Установка работает следующим образом.

После набора и отстоя нефтепродукта измеряется значение уровня нефтепродукта уровнемерами 4 и 5. При этом показания уровнемеров зависят от уровня погружения поплавков 6 и 7 этих уровнемеров.

Показание уровнемера 4
Н₁= Н_и-h₁, (2) где Н_и истинное значение уровня нефтепродукта в резервуаре;
h₁ уровень погружения поплавка 6 уровнемера 4 в нефтепродукт.

Уровень погружения цилиндрического поплавка в нефтепродукт в соответствии с законом Архимеда определяется выражением
h₁= , (3) где h₁ уровень погружения поплавка в нефтепродукте, м;
G₁ масса поплавка, кг;
ρ плотность нефтепродукта, кг/м³;
R₁ радиус поплавка, м.

Аналогично для уровнемера 5
H₂= H_и-h₂, h₂=
Разность показаний уровнемеров 4 и 5 зависит от плотности контролируемой среды
ΔH H₁-H₂= (H_и-h₁)-(H_и-h₂) h₂-h₁=
, отсюда
ρ
Обозначив коэффициентом пропорциональности К (кг/м²), получим
ρ . (4)
По показаниям уровнемеров 4 и 5 Н₁ и Н₂ соответственно можно определять значение плотности измеряемого нефтепродукта и уровни погружения поплавков 6 и 7 уровнемеров 4 и 5.

Определив значение плотности нефтепродукта ρ (4) и затем уровень погружения любого из поплавков уровнемеров, например поплавка 6 уровнемера 4, определяют истинное значение уровня Н_и нефтепродукта в резервуаре, исходя из формулы (2). Затем, как и в прототипе, по калибровочным таблицам определяют фактический объем нефтепродукта в резервуаре c учетом истинного значения уровня нефтепродукта, его температуры и температуры окружающей среды.

Массу нефтепродукта в резервуаре определяют в соответствии с формулой
m V(1+2αδt_c) (5) где m масса нефтепродукта, кг;
V фактический объем нефтепродукта, находящегося в резервуаре, м³;
α коэффициент линейного расширения материалов стенок резервуара, 1/^оС;
δt_с= (t_v-t_гр) разность температуры стенок резервуара (окружающей среды) при измерении объема t_v и при градуировке резервуара t_гр, ^оС;
К коэффициент пропорциональности поплавков, кг/м²;
Н₁ показания первого уровнемера, м;
Н₂ показания второго уровнемера, м.

Определения фактического объема и массы нефтепродукта могут быть проведены с помощью ЭВМ, что значительно упростит реализацию способа.

Следует отметить, что предложенная для определения массы нефтепродукта формула (5) получена из исходной формулы (1). При этом так как в предлагаемом способе определение объема и измерение плотности происходит практически одновременно, δt (см. формулу (1)) принимает значение, равное 0.

Использование: в измерительной технике, в частности в способе измерения массы жидких продуктов, хранящихся в резервуаре. Сущность изобретения: способ предусматривает измерение уровня нефтепродукта в резервуаре, температуру нефтепродукта и окружающей среды, определение фактического объема нефтепродукта с учетом его уровня и температуры, а также температуры окружающей среды. Уровень нефтепродукта в резервуаре измеряют с помощью двух ультразвуковых уровнемеров с поплавками, отличающимися один от другого объемно-весовыми характеристиками. Массу нефтепродукта определяют из соотношения:
mV(1+2αδt_c)•K/(H₁-H₂),
где V - фактический объем нефтепродукта, находящегося в резервуаре: α - коэффициент линейного расширения материалов стенок резервуара; dt_c- - разность температуры стенок резервуара (окружающей среды) при измерении объема и при градуировке резервуара; K - коэффициент пропорциональности; Н₁ и Н₂ - показания первого и второго уровнемеров соответственно. Информацию о плотности измеряемого нефтепродукта, необходимую для определения его массы, получают из значения разности показаний уровнемеров, зависящих от уровней погружения поплавков уровнемеров в нефтепродукт. 1 ил.

СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ МАССЫ НЕФТЕПРОДУКТА В РЕЗЕРВУАРЕ, заключающийся в измерении уровня нефтепродукта, температуры нефтепродукта и окружающей среды, определении фактического объема нефтепродукта с учетом его уровня и температуры, а также температуры окружающей среды, отличающийся тем, что уровень нефтепродукта в резервуаре измеряют двумя уровнемерами с поплавками, погруженными в нефтепродукт на различную глубину в зависимости от их объемно-весовых характеристик, а массу нефтепродукта определяют из соотношения

где V - фактический объем нефтепродукта, находящегося в резервуаре;
α - коэффициент линейного расширения материалов стенок резервуара;
- разность температуры стенок резервуара при измерении объема и при градуировке резервуара;
K - коэффициент пропорциональности;
H₁, H₂ - показания первого и второго уровнемеров соответственно.