Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ АВТОМАТИЗИРОВАННОГО УЧЕТА МАССЫ НЕФТЕПРОДУКТОВ НА СКЛАДАХ ТОПЛИВА В ВЕРТИКАЛЬНЫХ И ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ РЕЗЕРВУАРАХ ПРИ ИХ ОТПУСКЕ ПОТРЕБИТЕЛЯМ

Изобретение относится к измерительной технике, в частности к способам автоматизированного учета массы нефтепродуктов (НП), и может быть использовано на топливных складах и нефтебазах, осуществляющих хранение нефтепродуктов в вертикальных и горизонтальных резервуарах и их отпуск потребителям.

Из уровня техники известен способ учета отпуска жидкости по весу, описанный в авторском свидетельстве SU 887936 А1, 07.12.1981. В данном способе наполняют резервуар до заданного нижнего уровня, взвешивают резервуар по истечении времени успокоения при этом уровне, наполняют резервуар до заданного верхнего уровня, взвешивают резервуар по истечении времени успокоения при этом уровне и определяют разность полученных результатов взвешивания.

Однако данный способ не может быть использован на топливных складах и нефтебазах, поскольку он не рассчитан на использование с большими объемами.

В качестве прототипа принят способ автоматизированного контроля и учета массы нефтепродуктов на топливных складах и нефтебазах при хранении их в вертикальных и горизонтальных резервуарах, реализуемый системой измерения массы светлых нефтепродуктов (см. «Система измерения массы светлых нефтепродуктов УИП-9602». Руководство по эксплуатации АТУШ. 400000.01. РЭ г.Королев, 2003). Данная система предназначена для измерения уровня, плотности и температуры нефтепродуктов, уровня подтоварной воды или льда в вертикальных или горизонтальных резервуарах на топливных складах, автозаправочных станциях и нефтебазах с последующим расчетом массы при учетно-расчетных и технологических операциях.

Однако способ автоматизированного контроля и учета массы нефтепродуктов на топливных складах и нефтебазах при хранении их в вертикальных и горизонтальных резервуарах, реализуемый данной системой, не обеспечивает требуемую точность учета при частичном заполнении резервуара и частичном сливе нефтепродуктов из него.

Технический результат изобретения заключается в повышении точности учета массы нефтепродуктов на топливных складах и нефтебазах, осуществляющих хранение нефтепродуктов в вертикальных и горизонтальных резервуарах при их отпуске потребителям.

Указанный технический результат достигается за счет того, что в способе автоматизированного учета массы НП на складах топлива в вертикальных и горизонтальных резервуарах при их отпуске потребителям при помощи мерного устройства вычисляют высоту налива НП и на основе калибровочных таблиц резервуара определяют объем НП в резервуаре, на основе полученных значений объема и значений, полученных с датчиков температуры и плотности, установленных в резервуарах, вычисляют при помощи компьютера массу отпущенного НП в резервуаре, за тот же промежуток времени на основе значений, полученных с датчиков температуры и объема, установленных на ТРК, и датчика плотности, установленного в магистрали, подводящей топливо от резервуаров к ТРК, вычисляют при помощи компьютера массу отпущенного НП на ТРК, сравнивают полученные значения расхода НП в резервуаре и на ТРК, в результате сравнения получают сравнительную погрешность расхода НП в резервуарах.

Повышение точности измерения массы нефтепродукта в процессе отпуска нефтепродуктов из резервуара достигается тем, что в способе измерения массы нефтепродуктов в топливораздаточных установках с топливораздаточными колонками, включающем измерение плотности, объема, температуры нефтепродукта с последующим вычислением его массы по формуле, плотность нефтепродукта измеряют при температуре магистрали посредством плотномера, установленного на выходе из раздаточного резервуара, затем осуществляют перерасчет измеренной плотности, определяя стандартное значение плотности при температуре t=20°С, одновременно в каждой топливораздаточной колонке посредством датчиков температуры производят измерение температуры отпуска нефтепродукта, по которой с учетом расчетных таблиц и стандартного значения плотности нефтепродукта при t=20°C определяют плотность нефтепродукта при температуре непосредственно в каждой топливораздаточной колонке, объем измеряют объемным счетчиком, прошедшим селективный отбор и имеющим предел допускаемой основной относительной погрешности при изменении объема 0,08-0,15%, расчет массы нефтепродукта для каждой топливораздаточной колонки в зависимости от температуры осуществляют по формуле

где М_нфп - масса нефтепродукта;

V_нфп - объем нефтепродукта;

ρ_кнфп(t) - плотность нефтепродукта в зависимости от температуры в каждой колонке;

- режим полного слива (налива) нефтепродукта из резервуара;

- режим периодического частичного слива и частичного налива.

В способе автоматизированного 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 с последующим вычислением его объема и массы, занесение полученных данных измерений и расчетов в базу данных системы ПЭВМ, по высоте резервуара устанавливают датчики измерения плотности и через расстояние не более 1,0 метра друг от друга датчики измерения температуры, один датчик измерения плотности и один датчик измерения температуры установлены 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 его массы с учетом объема, определенного по калибровочным таблицам в соответствии с высотой налива нефтепродукта в резервуаре, полученные данные измерений и вычислений заносят в базу данных ПЭВМ для проведения сравнительного анализа, контроля и учета, при отпуске нефтепродукта изменение массы нефтепродукта в резервуаре определяют или с учетом массы отпущенного нефтепродукта, рассчитанной по произведению отпущенного нефтепродукта по объему и плотности нефтепродукта, определенной на высоте уровня выхода из резервуара, или за счет использования высокоточных топливораздаточных колонок с учетом температурной корректировки.

Вычисление объема и массы нефтепродукта в резервуаре осуществляют по тонким слоям, для чего по высоте налива нефтепродукта в резервуаре выделяют несколько слоев, вычисляют количество массы нефтепродукта в каждом данном слое, а затем полученные результаты суммируют, определяя общее значение количества массы нефтепродукта по всей высоте налива.

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

=0,805+0,00072·20=0,8194.

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).

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

где ρ_л - плотность;

h - высота налива НП в резервуаре;

0,8342 - коэффициент.

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 результате чего 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, соответствующей 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 метр до максимальной высоты взлива.

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.

Рассмотрим пример повышения точности учета количества НП в вертикальных и горизонтальных резервуарах при отпуске НП через одну или несколько ТРК. Во время этого опыта должны соблюдаться следующие условия:

- Во время опыта в резервуар не производится налив НП;

- Выбирается расчетное время, в которое производится учет НП в резервуаре (8⁰⁰ или 9⁰⁰), и ТРК;

- В расчетное время не производится отпуск НП из ТРК любым потребителям;

- В опыте участвует один резервуар, а также одна или несколько ТРК, которые снабжаются НП из этого резервуара;

- С первого дня ежесуточно, в расчетное время определяется наличие НП в резервуаре по системе «Гамма» и одновременно отпуск за прошедшие сутки НП из одной или нескольких ТРК;

- За время отпуска НП проверяется погрешность наличие НП в резервуаре по сравнению с данными отпуска из ТРК, где погрешность заведомо ниже (±0,25% по массе);

- Расходы НП по резервуару определяются по более точным данным по ТРК и тогда погрешность наличия НП в системе «Гамма» всегда будет соответствовать значениям ±0,25% по массе и таким образом производится корректировка наличия НП, что и является методом повышения точности учета НП в резервуаре.

Таким образом, если параллельно вести учет наличия нефтепродуктов в резервуаре в системе «Гамма» при расходных операциях, тогда этот расход следует определять по ТРК, участвующим в расходных операциях. В этом случае мы можем всегда иметь гарантируемую погрешность учета на уровне ±0,25% по массе при любом расходе из резервуара, что невозможно при учете непосредственно системой «Гамма». Погрешность при учете системой «Гамма» может достигать от 0,4% до 3-4% в зависимости от массы отпущенного НП.