СПОСОБ АВТОМАТИЗИРОВАННОГО КОНТРОЛЯ И УЧЕТА МАССЫ НЕФТЕПРОДУКТОВ НА ТОПЛИВНЫХ БАЗАХ ПРИ ИХ ХРАНЕНИИ В ВЕРТИКАЛЬНЫХ И ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ РЕЗЕРВУАРАХ (ВАРИАНТЫ) Российский патент 2008 года по МПК G01F1/86 G01F17/00 

Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано на топливных складах и нефтебазах, осуществляющих хранение нефтепродуктов в вертикальных и горизонтальных резервуарах и их отпуск потребителям.

Контроль и учет массы нефтепродуктов при их хранении на топливных складах и нефтебазах осуществляют посредством автоматизированных систем контроля и учета.

Автоматизированная система контроля и учета массы нефтепродуктов в вертикальных и горизонтальных резервуарах применяется для определения наличия нефтепродукта в каждом контролируемом резервуаре на складе топлива в режиме реального времени. Система позволяет учитывать различные виды нефтепродуктов по результатам работы за сутки, декаду, месяц, квартал, год. Автоматизированная система должна использоваться совместно с системами приема нефтепродуктов на топливный склад или нефтебазу в железнодорожных цистернах (или по трубопроводу) и осуществлять отпуск их потребителям с использованием топливораздаточных колонок (ТРК) или автоматизированных систем налива (АСН).

Особенностью работы топливных баз является их регулярное снабжение нефтепродуктами и одновременный отпуск потребителям. В связи с высокой стоимостью нефтепродуктов их запас на топливных складах ограничивают и рассчитывают в сутках. На уровне предприятий железнодорожного транспорта запасы топлива обычно ограничены 15-суточным расходом. Поэтому рабочий диапазон заполнения резервуаров колеблется обычно от 20% до 70% их вместимости (объема).

Известен способ автоматизированного контроля и учета массы нефтепродуктов на топливных базах при хранении их в вертикальных и горизонтальных резервуарах, реализуемый системой измерения массы светлых нефтепродуктов (см. наиболее близкий аналог-прототип «Система измерения массы светлых нефтепродуктов УИП-9602». Руководство по эксплуатации АТУШ. 400000.01. РЭ г.Королев 2003 г. Система предназначена для измерения уровня, плотности, температуры нефтепродукта, уровня подтоварной воды или льда в вертикальных и горизонтальных резервуарах на нефтебазах, топливных складах, автозаправочных станциях, нефтехранилищах с последующим расчетом массы при учетно-расчетных и технологических операциях. Система имеет следующие каналы измерения:

- блок первичных преобразователей (БПП) с датчиками уровня нефтепродукта, подтоварной воды и блоком преобразователей (БПР) образуют канал измерения уровня;

- БПП с датчиками измерения плотности и БПР образуют канал измерения плотности;

- БПП с датчиками измерения температуры и БПР образуют канал измерения температуры.

Каналы измерения уровня, плотности и температуры функционируют независимо друг от друга и допускают самостоятельную работу.

Система УИП-9602 обеспечивает измерение светлых нефтепродуктов и подтоварной воды со следующими диапазонами:

- по уровню 0,01 м ÷ 21 м;

- по плотности 600 кг/м³ ÷ 1000 кг/м³'

- по температуре -40°С÷+50°С и допускаемой абсолютной погрешности:

- по уровню ±1 мм;

- по плотности ±1,5 кг/м³;

- по температуре ±0,5 (0,2)°С

Предел допускаемой относительной погрешности измерения массы нефтепродукта ±0,4%.

Эта система проходит полноценные испытания в режиме реальной эксплуатации на стадии изготовления и приемки.

Способ включает определение высоты налива нефтепродукта в резервуаре с последующим вычислением объема по калибровочным таблицам с учетом высоты налива, измерение значений температуры и плотности нефтепродукта соответствующими датчиками, установленными по высоте резервуара, с последующим вычислением массы, занесение полученных данных измерений и расчетов в базу данных системы ПЭВМ.

Известный способ автоматизированного контроля и учета нефтепродуктов в резервуарах на складах и топливных базах имеет ряд существенных недостатков:

1. Резкое понижение точности учета при частичном заполнении резервуара и частичном сливе нефтепродукта из него.

2. Невысокая надежность датчиков плотности, работающих на принципе «поплавка» с отрицательной плавучестью.

3. Реальное количество датчиков плотности (до 3-4 штук) не позволяет точно учесть изменение плотности по всей высоте заполнения нефтепродуктами резервуара.

4. В горизонтальных резервуарах устанавливается лишь один датчик плотности, поэтому в них возрастает погрешность измерения массы нефтепродуктов.

5. Не используются другие возможности более точного измерения и расчета плотности.

6. Отпуск нефтепродуктов рассчитывается по усредненной температуре и плотности, что тоже снижает точность измерений.

Измерения следует проводить по температуре и плотности на уровне слива.

Техническая задача изобретения - повышение точности измерения количества нефтепродукта в процессе автоматизированного контроля и учета при его хранении в вертикальных и горизонтальных резервуарах на топливных складах и нефтебазах, а также при различных режимах слива и налива:

- режим полного слива (налива) нефтепродукта из резервуара;

- режим периодического частичного слива и частичного налива.

Техническая задача достигается тем, что в способе автоматизированного контроля и учета массы нефтепродуктов на топливных базах при их хранении в вертикальных и горизонтальных резервуарах, включающем определение высоты налива нефтепродукта в резервуаре с последующим вычислением объема по калибровочным таблицам с учетом высоты налива, измерение значений температуры и плотности нефтепродукта соответствующими датчиками, установленными по высоте резервуара, с последующим вычислением массы, занесение полученных данных измерений и расчетов в базу данных системы ПЭВМ, датчики измерения температуры устанавливают по высоте резервуара через расстояние не более 1,0 метра друг от друга, один датчик измерения плотности и один датчик измерения температуры устанавливают на уровне слива нефтепродукта из резервуара, измерение значений температуры и плотности нефтепродукта проводят одновременно на одном установленном уровне налива, по полученным значениям посредством системы ПЭВМ определяют плотность нефтепродукта при стандартной температуре или 20°С или 15°С, по уравнениям, определяющим зависимость плотности нефтепродукта от его плотности при стандартной температуре с учетом температуры нефтепродукта на данной высоте резервуара, определяют зависимость плотности нефтепродукта от высоты в резервуаре, проводят аппроксимацию уравнения плотности по высоте резервуара с учетом линейной аппроксимации выше последнего смоченного датчика температуры, вычисляют математическое выражение изменения плотности от высоты нефтепродукта в резервуаре с последующим определением массы, при отпуске нефтепродукта изменение массы нефтепродукта в резервуаре определяют с учетом массы отпущенного нефтепродукта, рассчитанной по произведению отпущенного нефтепродукта по объему и плотности нефтепродукта, определенной на высоте уровня выхода из резервуара.

Техническая задача достигается также другим вариантом способа вычисления объема и массы нефтепродукта в резервуаре. В способе автоматизированного контроля и учета массы нефтепродуктов на топливных базах при их хранении в вертикальных и горизонтальных резервуарах, включающем определение высоты налива нефтепродукта в резервуаре с последующим вычислением объема по калибровочным таблицам с учетом высоты налива, измерение значений температуры и плотности нефтепродукта соответствующими датчиками, установленными по высоте резервуара, с последующим вычислением массы, занесение полученных данных измерений и расчетов в базу данных системы ПЭВМ, датчики измерения температуры устанавливают по высоте резервуара через расстояние не более 1,0 метра друг от друга, один датчик измерения плотности и один датчик измерения температуры устанавливают на уровне слива нефтепродукта из резервуара, по высоте налива нефтепродукта в резервуаре выделяют несколько слоев, измеряют значения температуры и плотности нефтепродукта одновременно на одном установленном уровне налива соответственно для каждого слоя, по полученным значениям посредством системы ПЭВМ определяют плотность нефтепродукта при стандартной температуре или 20°С или 15°С, по уравнениям, определяющим зависимость плотности нефтепродукта от его плотности при стандартной температуре с учетом температуры нефтепродукта на данной высоте резервуара, определяют зависимость плотности нефтепродукта от высоты в резервуаре, проводят аппроксимацию уравнения плотности по высоте резервуара с учетом линейной аппроксимации выше последнего смоченного датчика температуры, вычисляют математическое выражение изменения плотности от высоты нефтепродукта в резервуаре с последующим определением массы в каждом данном слое, полученные результаты суммируют, определяя общее значение количества массы нефтепродукта по всей высоте налива, при отпуске нефтепродукта изменение массы нефтепродукта в резервуаре определяют с учетом массы отпущенного нефтепродукта, рассчитанной по произведению отпущенного нефтепродукта по объему и плотности нефтепродукта, определенной на высоте уровня выхода из резервуара.

Предлагаемый способ осуществляют следующим образом.

По всей высоте резервуара устанавливают датчики измерения плотности и на расстоянии друг от друга не более 1 м устанавливают датчики измерения температуры.

Для определения массы нефтепродукта на заданном уровне налива нефтепродукта в резервуаре посредством датчиков плотности и температуры определяют значение температуры нефтепродукта и его плотность. По этим значениям с использованием таблиц определяют плотность нефтепродукта при стандартной температуре или 20°С или 15°С, эти данные вводятся в программное обеспечение.

Это определение плотности решает сразу две задачи:

- производится проверка плотности поступившего нефтепродукта согласно накладной и эти данные заносятся в ПЭВМ;

- имея плотность нефтепродукта при стандартной температуре по формулам зависимости плотности от температуры, с большой точностью определяют плотность на любой высоте нефтепродукта в резервуаре.

По уравнениям, определяющим зависимость плотности нефтепродукта от его плотности при стандартной температуре и температуры на данной высоте резервуара, определяется зависимость плотности от высоты нефтепродукта в резервуаре.

Имея данные датчиков температуры на различных уровнях нефтепродукта в резервуаре, аппроксимируем эту кривую математической формулой, обеспечивающей максимальное приближение к измеренным температурам на разных уровнях t=f(h_нл).

Рассмотрим теперь возможность определения плотности нефтепродукта в зависимости от его плотности при стандартной температуре для различных температур. Для любого нефтепродукта зависимость плотности (ρ) от температуры является линейной

где t - температура нефтепродукта;

A_t и А_ρ - коэффициенты температуры и плотности.

Используя данные по плотности и температуре нефтепродукта, измеренные на одном уровне резервуара, и таблицы (ГОСТ 3900-85), находим плотность нефтепродукта при стандартной температуре, например, 20°С.

Пример 1

Пусть нефтепродукт - дизельное топливо зимнее и его плотность при 20°С составит 805 кг/м³ (0,805 г/см³).

Тогда уравнение (1) принимает вид

где -0,00072 - коэффициент температуры для зимнего топлива;

- коэффициент плотности для зимнего топлива.

Из уравнения (2) определяем коэффициент

Тогда уравнение плотности (1) для этого вида нефтепродукта (ρ^зим) принимает вид:

Используя уравнение (3), можно составить таблицу с данными плотности по температуре нефтепродукта по высоте налива в резервуаре для дизельного топлива (зимнего). Затем по стандартным программам аппроксимации посредством системы ПЭВМ проводим аппроксимацию полученных данных и получаем уравнение кривой зависимости плотности для дизельного топлива (зимнего) по высоте налива в резервуаре.

Для разных видов топлива и при различных условиях хранения уравнение кривой зависимости плотности нефтепродукта от высоты налива в резервуаре будет различным

Предлагаемый способ позволяет определить зависимость плотности нефтепродукта от высоты налива в резервуаре для любого вида топлива при различных условиях хранения в вертикальных и горизонтальных резервуарах.

Пример 2

Рассмотрим пример расчета и построения кривой зависимости плотности нефтепродукта от высоты налива в резервуаре, например, для дизельного топлива (летнего).

Для дизельного топлива (летнего) уравнение (1) при стандартной плотности нефтепродукта при 20°С 0,820 г/см³ примет вид

где -0,00071 - коэффициент температуры для летнего топлива;

А_ρ ^л - коэффициент плотности для летнего топлива.

Из уравнения (4) определяем коэффициент А_ρ ^л

А_ρ ^л=0,830+0,00071·20=0,8442

Тогда уравнение плотности (1) для летнего дизельного топлива (ρ_л) принимает вид:

Используя уравнение (5), составим таблицу, в которую внесем данные плотности по температуре нефтепродукта по высоте налива в резервуаре для дизельного топлива (летнего).

Значение температуры и плотности нефтепродукта по высоте резервуараВысота установки датчика температуры от дна, мтемпература, °СПлотность дизельного топлива, летнее1,5150,83362,516,20,83273,5170,83214,517,60,83175,518,10,83136,518,40,83117,518,70,83098,5190,83079,519,20,8306

Используя данные таблицы и стандартные программы аппроксимации посредством ПЭВМ, получаем уравнение и графическое изображение кривой зависимости плотности дизельного топлива летнего по высоте наливав резервуаре.

где ρ_л - плотность;

h - высота налива НП в резервуаре;

0,8342 - коэффициент.

На чертеже представлено графическое изображение кривой зависимости плотности дизельного топлива летнего по высоте налива в резервуаре.

Значения температуры могут быть определены как датчиками температуры, так и по аппроксимирующей кривой, полученной в ПЭВМ. Далее по высоте налива, температуре при стандартных условиях и вышеприведенным формулам (1÷6) для определения плотности данного нефтепродукта по температуре определяется плотность нефтепродукта на разных высотах резервуара, затем проводится математическая аппроксимация этой зависимости по стандартным программам ПЭВМ.

Полученное уравнение позволяет определить массу любого слоя нефтепродукта в резервуаре:

где Y_i - объем слоя нефтепродукта;

ρ_i - плотность нефтепродукта в центре слоя.

Аппроксимацию уравнения плотности нефтепродукта по высоте резервуара с учетом линейной аппроксимации проводят выше последнего смоченного датчика температуры.

Учитывая, что надежность датчиков плотности значительно ниже, чем точность датчиков температуры, увеличение количества датчиков температуры по всей высоте резервуара и аппроксимация кривой (расчетной) изменения плотности нефтепродукта с высокой степенью точности позволяет иметь полную картину изменения плотности по высоте резервуара.

По сравнению с автоматизированной системой УИП-9602 («Гамма), в которой при выходе из строя одного или нескольких датчиков температуры и (или) плотности система перестает нормально функционировать и требует ремонта. В данном случае определить массу нефтепродукта не представляется возможным.

В предлагаемой системе при выходе из строя одного или нескольких датчиков температуры и плотности работоспособность системы сохраняется, пока хотя бы одна пара датчиков на одном уровне нормально функционирует. Используя предлагаемый способ, можно и с большей точностью определить массу нефтепродукта независимо от работоспособности большего числа датчиков температуры и плотности.

Кроме того, в связи с тем, что используя предложенный способ, мы можем получить математическое выражение (6) изменения плотности от высоты нефтепродукта в резервуаре для различных видов топлива и при различных условиях, возможно повышение точности при определении массы нефтепродукта в резервуаре за счет определения массы по достаточно тонким слоям, характеризующимся более точным вычислением средней температуры.

В этом случае решается задача более точного определения массы нефтепродукта по слоям, соответствующая усредненной температуре, а следовательно, и плотности в этом слое. Слои, на которые может быть разбит весь объем резервуара, получаются меньше, а соответственно возрастает точность определения массы нефтепродукта в резервуаре.

При этом масса нефтепродукта по всей высоте резервуара определяется простым суммированием значений массы каждого слоя.

Расчет остатка нефтепродукта в резервуаре по слоям можно определить по формуле:

В этом случае объем определяют по изменению уровня налива нефтепродукта в резервуаре, а плотность - по уровню слива нефтепродукта из резервуара.

Предлагаемый способ также обеспечивает измерение количества нефтепродукта в вертикальных и горизонтальных резервуарах с более высокой точностью при различных режимах слива и налива (один датчик температуры и один датчик плотности установлены на уровне слива):

- режим полного слива (налива) нефтепродукта из резервуара;

- режим периодического частичного слива и налива.

Использование в режиме слива более точных автоматизированных устройств (например, топливораздаточных колонок с меньшей погрешностью измерения объема и массы и с корректировкой объема нефтепродукта, слитого из резервуара по температуре отпуска с ТРК) дает более точную картину массы отпущенного нефтепродукта.

Слив нефтепродукта из резервуара определяют по ТРК, объем - с учетом корректировки температуры, а массу как сумму отпуска со всех колонок.

Предлагаемый способ имеет ряд существенных преимуществ:

1. Измерение плотности и температуры производятся строго на одном уровне.

2. По температуре и плотности программно производится пересчет плотности на стандартную температуру 20°С (или 15°С), используя ГОСТ 3900 или таблицы.

3. Для получения точной картины изменения температуры по высоте нефтепродукта датчики температуры устанавливаются не реже, чем через 1 м до максимальной высоты налива.

4. По зависимостям изменения плотности от температуры производится пересчет плотности в зависимости от высоты налива.

5. Значения плотности в зависимости от высоты налива аппроксимируют математическим методом с высокой степенью точности.

6. Повышение точности определения массы нефтепродукта в резервуаре обеспечивается за счет деления нефтепродукта по всей высоте налива по слоям с использованием калибровочных таблиц и данных по плотности для этого слоя. В последующем масса слоев суммируется.

7. Изменение массы нефтепродукта в резервуаре определяется по массе отпущенного топлива с использованием калибровочных таблиц и плотности нефтепродукта на выходе из резервуара.

8. Изменение массы нефтепродукта в резервуаре может проверяться более точным прибором, как, например, плотномером, установленным в магистрали, идущей от резервуаров до устройств отпуска нефтепродукта (например, топливораздаточные колонки или автоматизированные системы налива), или по высокоточным ТРК с учетом нефтепродукта по объему и массе с учетом температурной корректировки.

9. В предлагаемом способе при выходе из строя одного или нескольких датчиков температуры и плотности работоспособность системы сохраняется, пока хотя бы одна пара датчиков на одном уровне нормально функционирует.

Измеряют температуру и плотность нефтепродукта одновременно на одном уровне налива датчиками плотности и установленными на расстоянии не более 1,0 метра друг от друга датчиками температуры. По полученным значениям определяют плотность нефтепродукта при стандартной температуре. По уравнениям зависимости плотности нефтепродукта от его плотности при стандартной температуре с учетом температуры нефтепродукта на данной высоте резервуара определяют зависимость плотности нефтепродукта от высоты. Вычисляют математическое выражение изменения плотности от высоты нефтепродукта в резервуаре с последующим определением его массы с учетом объема. При отпуске нефтепродукта изменение массы определяют с учетом массы, рассчитанной по произведению отпущенного нефтепродукта по объему и плотности нефтепродукта, определенной на высоте уровня выхода из резервуара. В варианте осуществления по высоте налива нефтепродукта выделяют несколько слоев, вычисляют массу нефтепродукта в каждом слое и полученные результаты суммируют, определяя общую массу по всей высоте налива. Изобретение повышает точность измерения количества нефтепродукта при его хранении и при различных режимах слива и налива. 2 н.п. ф-лы, 1 ил., 1 табл.

1. Способ автоматизированного контроля и учета массы нефтепродуктов на топливных базах при их хранении в вертикальных и горизонтальных резервуарах, включающий определение высоты налива нефтепродукта в резервуаре с последующим вычислением объема по калибровочным таблицам с учетом высоты налива, измерение значений температуры и плотности нефтепродукта соответствующими датчиками, установленными по высоте резервуара, с последующим вычислением массы, занесение полученных данных измерений и расчетов в базу данных системы ПЭВМ, отличающийся тем, что датчики измерения температуры устанавливают по высоте резервуара через расстояние не более 1,0 м друг от друга, один датчик измерения плотности и один датчик измерения температуры устанавливают на уровне слива нефтепродукта из резервуара, измерение значений температуры и плотности нефтепродукта проводят одновременно на одном установленном уровне налива, по полученным значениям посредством системы ПЭВМ определяют плотность нефтепродукта при стандартной температуре 20 или 15°С, по уравнениям, определяющим зависимость плотности нефтепродукта от его плотности при стандартной температуре с учетом температуры нефтепродукта на данной высоте резервуара определяют зависимость плотности нефтепродукта от высоты в резервуаре, проводят аппроксимацию уравнения плотности по высоте резервуара с учетом линейной аппроксимации выше последнего смоченного датчика температуры, вычисляют математическое выражение изменения плотности от высоты нефтепродукта в резервуаре с последующим определением массы, при этом при отпуске нефтепродукта изменение массы нефтепродукта в резервуаре определяют с учетом массы отпущенного нефтепродукта, рассчитанной по произведению отпущенного нефтепродукта по объему и плотности нефтепродукта, определенной на высоте уровня выхода из резервуара.2. Способ автоматизированного контроля и учета массы нефтепродуктов на топливных базах при их хранении в вертикальных и горизонтальных резервуарах, включающий определение высоты налива нефтепродукта в резервуаре с последующим вычислением объема по калибровочным таблицам с учетом высоты налива, измерение значений температуры и плотности нефтепродукта соответствующими датчиками, установленными по высоте резервуара, с последующим вычислением массы, занесение полученных данных измерений и расчетов в базу данных системы ПЭВМ, отличающийся тем, что датчики измерения температуры устанавливают по высоте резервуара через расстояние не более 1,0 м друг от друга, один датчик измерения плотности и один датчик измерения температуры устанавливают на уровне слива нефтепродукта из резервуара, по высоте налива нефтепродукта в резервуаре выделяют несколько слоев, измеряют значения температуры и плотности нефтепродукта одновременно на одном установленном уровне налива соответственно для каждого слоя, по полученным значениям посредством системы ПЭВМ определяют плотность нефтепродукта при стандартной температуре 20 или 15°С, по уравнениям, определяющим зависимость плотности нефтепродукта от его плотности при стандартной температуре с учетом температуры нефтепродукта на данной высоте резервуара определяют зависимость плотности нефтепродукта от высоты в резервуаре, проводят аппроксимацию уравнения плотности по высоте резервуара с учетом линейной аппроксимации выше последнего смоченного датчика температуры, вычисляют математическое выражение изменения плотности от высоты нефтепродукта в резервуаре с последующим определением массы в каждом данном слое, полученные результаты суммируют, определяя общее значение массы нефтепродукта по всей высоте налива, при этом при отпуске нефтепродукта изменение массы нефтепродукта в резервуаре определяют с учетом массы отпущенного нефтепродукта, рассчитанной по произведению отпущенного нефтепродукта по объему и плотности нефтепродукта, определенной на высоте уровня выхода из резервуара.