Способ определения массы нефтепродукта в резервуаре

 

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+2tc)K/(H1-H2), где V - фактический объем нефтепродукта, находящегося в резервуаре: - коэффициент линейного расширения материалов стенок резервуара; dtc- - 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.

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 tc) (1+ t), (1) где v фактический объем нефтепродукта, находящегося в резервуаре, м3; коэффициент линейного расширения материалов стенок резервуара, 1/оС; tc= (tv-tгр) разность температуры стенок резервуара (окружающей среды) при измерении объема tv и при градуировке резервуара tгр, оС; плотность нефтепродукта, кг/м3; коэффициент объемного расширения нефтепродукта, 1/оС; t= (tv'-t ) разность температур нефтепродукта при определении объема tv' 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 (эgH+ДP), где V фактический объем нефтепродукта, находящегося в резервуаре, м3;
Н уровень нефтепродукта в резервуаре, м;
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;
коэффициент линейного расширения материалов стенок резервуара;
tс 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= Ни-h1, (2) где Ни 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;
плотность нефтепродукта, кг/м3;
R1 радиус поплавка, м.

Аналогично для уровнемера 5
H2= Hи-h2, h2=
Разность показаний уровнемеров 4 и 5 зависит от плотности контролируемой среды
H H1-H2= (Hи-h1)-(Hи-h2) h2-h1=
, отсюда

Обозначив коэффициентом пропорциональности К (кг/м2), получим
. (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 (4) и затем уровень погружения любого из поплавков уровнемеров, например поплавка 6 уровнемера 4, определяют истинное значение уровня Ни 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+2tc) (5) где m масса нефтепродукта, кг;
V фактический объем нефтепродукта, находящегося в резервуаре, м3;
коэффициент линейного расширения материалов стенок резервуара, 1/оС;
tс= (tv-tгр) разность температуры стенок резервуара (окружающей среды) при измерении объема tv и при градуировке резервуара tгр, 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, t (см. формулу (1)) принимает значение, равное 0.


Формула изобретения

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;
- 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.

РИСУНКИ

Рисунок 1



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к весоизмерительной технике и позволяет повысить точность массы отпущенного нефтепродукта

Изобретение относится к весоизмерительной технике и может быть использовано при разработке дозаторов, применяемых при заправке газа в емкости

Изобретение относится к измерительной технике и позволяет повысить точность и сократить время измерения массы жидкости в нескольких резервуарах Это достигается за счет того, что резервуар с контролиуемым нефтепродуктом посредством соединительной линии сообщают с содержащей жидкость с известной плотностью и имеющей геометрически подобную с резервуаром форму вспомогательной емкости, а массу контролиуемого нефтепродукта в резервуаре определяют по расчетной формуле Для повышения точности определения массы нефтепродукта в резервуаре вводят поправки на объем жидкости во вспомогательной емкости на упругую деформацию стенки от воздействия гидростатического давления и температурную

Изобретение относится к измерительной технике, а именно к устройствам для непрерывного весового дозирования жидких и газообразных веществ

Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано в нефтеперерабатывающей, нефтехимической и пищевой промышленности

Изобретение относится к измерительной технике и в частности к измерению массы нефтепродукта в резервуаре, содержащем двухкомпонентную смесь

Изобретение относится к области отпуска жидкости и может использоваться в любой отрасли промышленности, где требуется производить постоянный весовой учет удельного веса жидкости с агрессивными свойствами, с переменными свойствами, и величинами удельного веса, повышенным давлением и скоростями в системах изготовление жидкостей, при выполнении сливно-наливных операций

Изобретение относится к бортовым оборудованию и системам космического аппарата (КА), преимущественно двигательным установкам системы коррекции орбиты КА с топливными баками безнаддувного типа

Изобретение относится к области космической техники и физике состояния газа и может быть использовано для количественной оценки остаточной характеристической скорости в случае реактивной выработки рабочего тела из емкостей рабочей системы. На начальном и завершающем этапах функционирования рабочей системы по уравнениям состояния РТ определяют остаточную массу газа в емкостях рабочей системы. Техническим результатом изобретения является исключение накопления погрешности определения остатков рабочего тела. 2 ил.

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

Наверх