t
(21)k223 66/2Ц- 0
(22)07.0it.87
С+б) 07.11.89. Бюл. N
(71)Киевский политехнический институт им. 50-летия Великой Октябрьской социалистической революции
(72)Ю.В.Крекотень, М.В.Лукинюк, Н.Р.Буголовский, В.А.Зуевич,
Ю.А.Венгерцев, С.Г.Хижняк, В.Н Загоскин и С.Н.Буголовская (53) 681.269(088.8) (56) Алиев Т.М. и др. Измерительные информационные системы в нефтяной промышленности.- М.: Недра, 1981, с. 351.
Аграновский Е.А. и ЛР. Система измерения, массы нефтепродуктов в резервуарах на базе микропроцессорной техники. Сб. научных трудов, Киев, Институт автоматики, 1985, с 53.
iSk. СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ МАССЫ НЕФТЕПРОДУКТА В РЕЗЕРВУАРЕ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ (57) Изобретение позволяет повысить точность определения массы нефтепродуктов в резервуарах, что достигается путем поддержания уровня эталонной жидкости в емкости, обладающей положительной плавучестью и помещенной в резервуар с нефтепродуктом, равным уровню нефтепродукта во всем диапазоне его изменения, например, путем перемещения замкнутой емкости с эталонной жидкостью до совпадения уровней эталонной жидкости и нефтепродукта и измерения разности гидростатических давлений нефтепродукта и эталонной жидкoctи. Массу нефтепродукта в резервуаре определяют по расчетной формуле. 2с. и 1 з.п. ф-лы, 1 ил.
а
(Л
с
| название | год | авторы | номер документа |
|---|---|---|---|
| Устройство для определения массы отпущенного нефтепродукта | 1988 |
|
SU1597588A1 |
| Способ измерения массы жидкости в резервуарах и устройство для его осуществления | 1988 |
|
SU1657975A1 |
| СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ МАССЫ НЕФТЕПРОДУКТА В РЕЗЕРВУАРЕ | 1992 |
|
RU2057300C1 |
| Устройство для измерения гидростатического давления жидкостей в резервуарах | 1988 |
|
SU1578541A1 |
| СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ МАССЫ НЕФТЕПРОДУКТА В РЕЗЕРВУАРЕ | 2003 |
|
RU2247336C1 |
| Способ метрологической диагностики измерительных каналов уровня жидкости | 2018 |
|
RU2680852C1 |
| Устройство для измерения гидростатического давления жидких нефтепродуктов в резервуарах | 1988 |
|
SU1516811A1 |
| Устройство для определения массы отпущенного нефтепродукта | 1989 |
|
SU1714379A2 |
| СПОСОБ ГРАДУИРОВКИ РЕЗЕРВУАРОВ | 2006 |
|
RU2327118C2 |
| АНАЛИЗАТОР НЕФТИ | 2020 |
|
RU2750249C1 |
Изобретение позволяет повысить точность определения массы нефтепродуктов в резервуарах, что достигается путем поддержания уровня эталонной жидкости в емкости, обладающей положительной плавучестью и помещенной в резервуар с нефтепродуктом, равным уровню нефтепродукта во всем диапазоне его изменения, например, путем перемещения замкнутой емкости с эталонной жидкостью до совпадения уровней эталонной жидкости и нефтепродукта и измерения разности гидростатических давлений нефтепродукта и эталонной жидкости. Массу нефтепродукта в резервуаре определяют по расчетной формуле. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.
Изобретение относится к измерительной технике, в частности к измерению массы нефтепродуктов в резервуарах, и может быть использовано для измерения массы жидких продуктов, хранящихся в резервуарах.
Целью изобретения является повышение точности определения массы нефтепродукта в резервуаре.
Сущность способа заключается в том, что с учетом определения уровня и температуры нефтепродукта, температуры окружающей среды определяют фактический объем нефтепродукта в резервуаре, в нефтепродукт дополнительно вводят эталонную жидкость в емкости
ел to
и измеряют разность гидростатических давлений нефтепродукта и эталонной жидкости, при этом уровень нефтепродукта поддерживают равным уровню нефтепродукта во всем диапазоне его изменения.
Кроме того, для поддержания равенства уровней нефтепродукта и эталонной жидкости замкнутый объем с эталонной жидкостью перемещают до совпадения уровней эталонной жидкости и нефтепродукта.
На чертеже показана установка для определения массы нефтепродукта в резервуаре.
со
СП
Ю
Установка содержит резервуар 1 с нефтепродуктом, емкость 2, обладающую положительной плавучестью с эталонной жидкостью, и гибкую трубку 3, заполненную эталонной жидкостью и соединяющую внутреннюю полость емкости 2 с одним входом измерителя k разности гидростатических давлений эталонной жидкости и нефтепродукта, причем длина гибкой трубки 3 превышает максимально возможную высоту уровня нефтепродукта в резервуаре. Другой вход измерителя погружен в нефтепродукт и воспринимает гидростатическое давление нефтепродукта. При этом точки отбора гидростатических давлений эталонной жидкости и нефтепродукта расположены выше уровня подтоварной воды и находятся на одном уровне. Измеритель 5 температуры предназначен для измерения средней температуры нефтепродукта в резервуаре, измеритель 6 - для измерения температуры окружающего воздуха. Измерение уровня нефтепродукта осуществляется измерителем 7 уровня. Обладающая положительной плавучестью емкость для эталонной жидкости и гибкая трубка, соединяющая внутреннюю полость емкости с одним из входов измерителя разности гидростатических давлений, позволяет поддерживать равенство уровней 3 талонной жидкости и нефтепродукта.
Установка работает следующим образом.
После набора и отстоя нефтепродукта измерителем 7 уровня измеряется знамение уровня Н нефтепродукта в резервуаре, измерителем 4 измеряется разность гидростатических давлений ДР эталонной жидкости и нефтепродукта. Измерителями 5 и 6 температуры измеряются соответственно средняя температура нефтепродукта в резервуаре t и температура окружающего воздуха tg. Затем результаты измерений обрабатываются и массу нефтепродукта S резервуаре определяют по формуле
М (fa S
Уф - фактический объем нефтепродукта, находящегося в резер- 55 вуаре, мЗ-,
И - уровень нефтепродукта в резервуаре, м;
5
0
5
0
5
0
5
0
5
р. - плотность эталонной жидкоеJ Э
ТИ, КГ/М J
ДР - разность гидростатических давлений нефтепродукта и эталонной жидкости. Па; g 9,80б6 - ускорение свободного падения, м/с2 .
Измерив экспериментально величины Н, ДР, t, tg, из известных формул определяют величины фактического объема нефтепродукта:
ф V(H)-K
где V(H) - объем заполненной части резервуара, определяемый градуировочной таблицы резервуара; К 1 + (р-Зо) X
X (20
(Ь.
.tj))
поправочный коэффициент при отклонении (t ц + t.,)/2 от нормальной
Н
те мпературы,
Э - коэффициент объемного расширения нефтепродукта, 1 / С, 0 1210 - коэффициент линейного расширения стали, 1/°С.
При вычислении величины гидростатического давления Р принимаем, что уровень эталонной жидкости и нефтепродукта равны т.е. И , Н.
Кроме того, поскольку нефтепродукт Е резервуаре как объект измерения в значительной мере является статическим, а объем эталонной жидкости очень мал, то с большой степенью вероятности можно считать что температура эталонной жидкости равна температуре нефтепродукта, т.е. t tj,.
Затем по известной плотности эталонной жидкости при температуре 20°С определяют плотность эталонной жидкости при температуре по формуле
Рэ - РЭ 3- 20)8-11э. где плотность эталонной жидкости при температуре 20°С, кг/мз; ft температурная поправка
плотности, 1/°П;
tj Hj - температура и уровень эталонной жидкости соответственно.
Откуда согласно расчетной формулы способа определяют величину массы нефтепродукта в резервуаре, Ф о р м у л а изобретения
5I
в TOM, что определяют фактический объем нефтепродукта с уметом его уровня и температуры, а также температуры окружающей среды, после чего рассчитывают массу нефтепродукта, отличающийся тем, что, с целью повышения точности определения массы,нефтепродукта, в резервуар с нефтепродуктом предварительно поме- щают емкость с эталонной жидкостью, уровень которой поддерживают равным уровню нефтепродукта в резервуаре во всем диапазоне его изменения, измеря- ют разность гидростатических давле- НИИ нефтепродукта и эталонной жидкости, а массу нефтепродукта в резервуаре определяют из соотношения
М Н / з S -И + ДР)
Уф - фактический объем нефтепродукта, находящегося в резервуаре, МЗ;25 и - уровень нефтепродукта в резервуаре, MJ
Q 5
0
5
3526
PJ - плотность эталонной жидкости,
ДР - разность гидростатических давлений нефтепродукта и эталонной жидкости. Па.
для соединения с резервуаром.
