Устройство для измерения массы топливных сжиженных углеводородных газов в резервуаре

Изобретение относится к области измерительной техники и может быть использовано для точного определения массы СУГ. Сущность: устройство содержит датчики уровня и температуры, многоточечный датчик плотности, датчик давления, блок обработки сигналов, блок коррекции уровня, блок расчета массы и динамического контроля погрешности измерений и устройство отображения. По измеренным значениям средней плотности и средней температуры жидкой фазы СУГ определяется условный компонентный состав жидкой и паровой фазы СУГ, измеряется средняя температура паровой фазы СУГ. По измеренным значениям давления и средней температуры жидкой и паровой фазы СУГ, условного компонентного состава паровой фазы СУГ рассчитывается средняя плотность паровой фазы СУГ, производится коррекция уровня жидкой фазы СУГ. По измеренным значениям уровня и средней температуры с использованием градуировочной таблицы резервуара определяется объем жидкой и паровой фазы СУГ, рассчитывается масса жидкой и паровой фазы СУГ. Полная масса СУГ рассчитывается как сумма масс жидкой фазы и паровой фаз СУГ. Автоматически осуществляется динамический контроль относительной погрешности измерений, включающий расчет величины относительной погрешности измерений, сравнение ее с заданной величиной и определение рекомендуемых значений минимального допустимого уровня при хранении СУГ и минимального изменения уровня при приеме и отпуске СУГ, обеспечивающих соблюдение требований по заданной величине погрешности измерений. Полученные результаты выводятся на блок отображения для удобства работы оператора. Технический результат: повышение точности измерения, возможность осуществления оперативного динамического контроля погрешности измерений. 3 ил., 3 табл.

 

Изобретение относится к области измерительной техники и может быть использовано в системах измерения массы топливных сжиженных углеводородных газов (СУГ) в резервуаре при приеме, отпуске и хранении.

Известен ряд устройств, измеряющих массу жидкости в резервуаре на основе косвенного метода статических измерений массы, согласно которому масса определяется по формуле

М=V×ρ,

где V - объем продукта в резервуаре;

ρ - средняя плотность продукта в резервуаре.

Объем жидкости в резервуаре определяют с помощью градуировочных таблиц резервуаров по значениям уровня наполнения.

Однако СУГ в резервуаре представляет собой замкнутую двухфазную систему: жидкая фаза - паровая фаза. Это вызывает необходимость определения массы как жидкой фазы, так и паровой фазы по указанной формуле. Следует отметить, что изменение температуры, давления, компонентного состава или количества СУГ в резервуаре сопровождается перераспределением СУГ между жидкой и паровой фазами, что существенно усложняет измерение массы СУГ.

Известны устройства для измерения массы СУГ в резервуаре, основанные на измерении объема жидкой фазы СУГ с помощью градуировочных таблиц резервуаров и датчиков уровня на емкостных, радиоволновых и поплавковых магнитострикционных принципах построения измерительных устройств. Эти устройства имеют большую величину погрешности из-за того, что часть СУГ находится в виде паровой фазы. Кроме того, изменение температуры, давления или состава СУГ приводит к искажениям в показаниях поплавковых магнитострикционных датчиков уровня, связанным с изменением плотности паровой фазы СУГ и, как следствие, глубины погружения поплавка в жидкую фазу.

Известно устройство для определения массы сжиженного газа по патенту RU №2246702 (G01F 23/26) авторов Совлукова А.С. и Терешина В.И., в котором измерение массы осуществляется с помощью трех радиочастотных датчиков разной длины, подключенных к вторичному преобразователю.

Устройство, описанное в указанном патенте, позволяет определять массу, уровень, объем, плотность жидкой и паровой фаз СУГ, при этом производят первое измерение уровня жидкости по величине измеряемой электрической емкости С_э1 первого радиочастотного датчика и определяют плотность паровой фазы по величине измеряемой электрической емкости С_э3 соответствующего радиочастотного датчика, далее производят второе измерение уровня жидкости в уменьшенном или увеличенном снизу диапазоне его измерения по измеряемой величине электрической емкости С_э2 соответствующего радиочастотного датчика, выполняют совместное функциональное преобразование измеренных электрических емкостей С_э1, С_э2 и С_э3 и определяют диэлектрическую проницаемость жидкой и паровой фазы по формулам:

, ,

где I₀ - величина диапазона изменения уровня;

С₀ - электрическая емкость на единицу длины датчика;

С_Э3 - значение эквивалентной емкости С₃;

- начальное (при ε_г=1) значение эквивалентной емкости С₃;

плотность жидкой и паровой фаз определяют по формулам соответственно

,

где А - постоянная для каждого вещества величина;

уровень жидкости определяют по формуле

где I - диапазон измерений уровня;

объем жидкой и паровой фаз - по формулам соответственно

V_ж=zS и V_г=V₀-V_ж,

где S - площадь поперечного сечения емкости,

V₀ - объем емкости;

массу жидкой и паровой фаз - по формулам соответственно

М_ж=ρ_жV_ж и М_г=ρ_гV_г,

где V_ж и V_г объем жидкой и паровой фаз соответственно.

Однако данное устройство имеет низкую точность измерения массы, обусловленную рядом существенных недостатков.

Первым недостатком является невысокая точность измерения уровня. Это подтверждается тем, что система измерения уровня, реализованная с использованием описанного выше патента (СУ-5Д ТСЩ.000.115ТУ) в соответствии с описанием типа средств измерений, регистрационный №17792-04 от 26.10.2004 г., утвержденным ВНИИМ им. Д.И.Менделеева, имеет предел допускаемой абсолютной основной погрешности измерений уровня ±3 мм, что, соответственно, влечет за собой пропорциональную погрешность измерений массы.

Вторым недостатком является большая погрешность измерений плотности, т.к. в приведенных выше формулах расчета плотности имеется функция свойств компонентов «А», но не предусмотрено устройство для определения компонентного состава СУГ. Измерение этого параметра классическими хроматографическими методами в соответствии с ГОСТ 10679-76 «Газы углеводородные сжиженные. Метод определения углеводородного состава» требует наличия специальной оборудованной лаборатории и длительного времени. Использование усредненного значения коэффициента «А» приведет к большим погрешностям, т.к. в соответствии с ГОСТ Р 52087-2003 «Газы углеводородные сжиженные топливные. Технические условия» массовая доля компонентов может изменяться в пределах ±10% и более для разных марок СУГ, а в ГОСТ 20448-90 «Газы углеводородные сжиженные топливные для коммунально-бытового потребления. Технические условия» вообще не регламентируется по точности (указывается величина не менее чем…).

Третьим недостатком является погрешность измерений, вызванная наличием воды и паров воды в резервуаре. Вода попадает в резервуар вместе с СУГ, а также конденсируется из воздуха. Как показывает опыт эксплуатации резервуаров с СУГ, вода в большем или меньшем количестве присутствует всегда. Влияние воды описано в статье «О методических погрешностях учета СУГ в резервуарном парке», авторы В.Терешин, А.Совлуков, А.Летуновский, журнал «Автогазозаправочный комплекс», №5, 2006 г. (первые два автора статьи являются авторами рассматриваемого патента). Следует заметить, что емкостные методы, использованные в данном устройстве для определения массы СУГ, рассчитаны на работу в среде диэлектрических материалов, каковыми и являются СУГ. Вода обладает как диэлектрическими свойствами, так и проводимостью, и ее наличие в резервуаре приводит к очень большим погрешностям измерений, так как диэлектрическая проницаемость СУГ ε_г≈1,7, а диэлектрическая проницаемость воды ε_в=81, что примерно в 50 раз больше, при этом измеряемая емкость будет также возрастать, что приведет к искажениям результатов измерений.

Четвертым недостатком является отсутствие контроля величины текущей погрешности измерений, которая зависит от уровня СУГ, плотности и других параметров, что не позволяет оценить точность измерений массы при приеме, отпуске и хранении СУГ.

Пятым недостатком является отсутствие температурной компенсации размеров датчиков, что тоже вносит дополнительную погрешность измерений.

Указанные недостатки не позволяют использовать данное устройство для точного определения массы сжиженного газа.

В качестве прототипа выбирается система измерительная «СТРУНА» ТУ 4210-001-23434764-2004, в которой используется косвенный метод статических измерений массы жидкости в резервуаре, измеряется уровень, средняя плотность и температура продукта, а также давление в резервуаре, используются градуировочные таблицы резервуаров для определения объема и массы продукта в резервуаре. Выбор прототипа обоснован тем, что согласно описанию типа средств измерений на указанную систему per. №28116-04 от 19.11.2004 г. пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений уровня жидкости равны ±1 мм, а пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности жидкости для «погружных» плотномеров равны ±1 кг/м³. Данные параметры позволяют получить высокую точность измерений массы жидкой фазы СУГ.

Следует отметить удачную конструкцию плотномера для жидкости с низкой плотностью по патенту RU №2308019 (G01N 9/10), реализованную в системе измерительной «СТРУНА». Указанный плотномер для жидкости с низкой плотностью содержит погруженный в жидкость уравновешенный вертикально перемещающийся поплавок в виде тороида с размещенными в нем магнитами, средство для уравновешивания поплавка в виде цепочек, преобразователь перемещения поплавка в электрический сигнал, помещенный в трубчатый корпус из немагнитного материала, охватываемый тороидальным поплавком, выполненный в виде магнитострикционного волновода с расположенной на нем катушкой считывания и подключенным к нему формирователем импульсов, катушка считывания подключена к входу усилителя-формирователя, выход которого подключен к входу блока обработки сигналов, выход которого подключен к входу формирователя импульсов, уравновешивающие цепочки поплавков прикреплены одним концом к поплавку, а другим концом к фиксатору, жестко закрепленному на корпусе преобразователя перемещения, а количество поплавков и элементов их крепления составляет n штук с расположением их на разной высоте в зависимости от необходимого числа точек измерения плотности жидкости, при этом цепочки выполнены составными и состоят из тяжелой и легкой частей, соединенных последовательно, причем тяжелая часть прикрепляется к фиксатору, жестко закрепленному на корпусе преобразователя, а легкая часть прикрепляется к поплавку. Данный плотномер позволяет с высокой точностью измерять плотность жидкой фазы СУГ. Плотномер, созданный по указанному патенту в составе системы измерительной «СТРУНА» в соответствии с описанием типа средств измерений, имеет пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности ±1 кг/м³. Кроме этого, следует отметить, что данный плотномер не критичен к наличию растворенной в СУГ воды.

Измерение уровня и плотности в указанной системе основано на измерениях времени распространения ультразвука в магнитострикционном волноводе. Скорость распространения ультразвука в волноводе практически не зависит от давления и влажности. Влияние температуры автоматически компенсируется с помощью специального алгоритма обработки временных интервалов распространения ультразвука.

В волноводе, изготовленном из специальной стальной проволоки с магнитострикционными свойствами и расположенном внутри корпуса из немагнитного материала, производится генерация ультразвуковой волны.

При взаимодействии переменного магнитного поля, создаваемого импульсом тока в волноводе, и полем постоянных магнитов, расположенных в поплавках датчиков уровня и плотности, происходит деформация кристаллической структуры волновода, что создает механическую волну, распространяющуюся с ультразвуковой скоростью. Ультразвуковая волна, возникающая в местах расположения магнитов, распространяется по волноводу в обоих направлениях от места возникновения. В верхней части волновода ультразвуковые волны вследствие обратного магнитострикционного эффекта преобразуются катушкой считывания в электрические импульсы и затем гасятся демпфером. Указанные импульсы поступают в усилитель-формирователь, где преобразуются в прямоугольную форму, и затем поступают в блок измерения плотности и блок измерения уровня. Промежуток времени между моментом генерации ультразвуковой волны и ее преобразованием в электрические импульсы пропорционален измеряемому расстоянию, т.е. положению поплавков. При этом моменты преобразования ультразвуковых волн в электрические импульсы разнесены по времени, и анализ количества импульсов и соответствующих промежутков времени позволят определить положение каждого поплавка и таким образом измерить уровень и плотность жидкости. Более подробно описание работы изложено в патентах RU №2138028 (G01F 23/68, G01N 9/10, 1998 г.) и RU №2285908 (G01F 23/68, G01N 9/10, 2005 г).

Устройство, взятое в качестве прототипа, позволяет измерять массу жидкости в резервуаре, но не учитывает того факта, что СУГ в резервуаре представляет собой замкнутую двухфазную систему: жидкая фаза - паровая фаза. В связи с этим непосредственное использование этого устройства для измерения массы СУГ приводит к большим погрешностям измерений.

Следует отметить, что при использовании поплавка уровня наблюдается методическая погрешность, вызванная зависимостью глубины погружения поплавка от плотности жидкой и паровой фазы. Этот факт упоминается в указанной выше статье «О методических погрешностях учета СУГ в резервуарном парке», авторы В.Терешин, А.Совлуков, А.Летуновский, журнал «Автогазозаправочный комплекс», №5, 2006 г.

Зависимость глубины погружения поплавка уровня от плотности жидкости учтена в патенте RU №2285908 (G01F 23/68, G01N 9/10) и реализована в прототипе, но это является только частью решения по уменьшению величины погрешности.

Известны варианты установки датчика давления в верхней части резервуара, например в прототипе, для контроля давления паровой фазы СУГ (практически датчики или манометры стоят на каждом резервуаре с СУГ по правилам техники безопасности), но они не используются для измерения плотности паровой фазы СУГ.

Кроме этого, в прототипе не предусмотрена оценка величины погрешности в процессе измерений и возможностей минимизации величины погрешности путем выдачи рекомендаций по величине минимального допустимого уровня при хранении продукта и величины минимального изменения уровня при приеме и отпуске продукта, позволяющие обеспечивать заданную величину погрешности измерений.

Задачей, на решение которой направлено изобретение, является создание устройства, которое позволяет измерять с высокой точностью массу СУГ с учетом массы как жидкой, так и паровой фазы, осуществлять в процессе работы при хранении, приеме и отпуске СУГ оперативный динамический контроль погрешности измерений и выдавать рекомендации по величине минимального допустимого уровня при хранении продукта и величины минимального изменения уровня при приеме и отпуске продукта, позволяющие обеспечивать заданную величину погрешности измерений.

Для получения достоверных результатов измерения массы СУГ необходимо знать плотность паровой фазы СУГ.

Для определения плотности паровой фазы СУГ необходимо знать компонентный состав СУГ. В реальных условиях состав поступающего с завода-изготовителя СУГ указывается в паспорте. Но поступающий СУГ в каждой партии отличается от предыдущих поставок. В резервуарах хранилища принимаемый СУГ смешивается с остатком и состав смеси становится неопределенным. Его можно определить хроматографическим методом, изложенным в ГОСТ 10679-76. Однако этот метод требует специально оборудованной дорогостоящей лаборатории и занимает много времени. Как известно из [8], параметры смеси СУГ приближенно пропорциональны концентрациям и параметрам отдельных компонентов. Следовательно, можно судить об условном компонентном составе (с достаточной точностью для эксплуатационных нужд), т.е. узнать параметры смеси, а не каждого углеводорода в отдельности. Это дает возможность объединить этан, этилен, пропан и пропилен - в группу псевдопропана, а бутаны, бутилены и пентаны - в группу н-псевдобутана. Тогда можно определить псевдосостав реальной смеси СУГ, считая ее смесью пропана и н-бутана. Данное обобщение принято в предлагаемом устройстве для определения плотности паровой фазы СУГ.

Предметом изобретения является устройство для измерения массы топливных сжиженных углеводородных газов (СУГ) в резервуаре, содержащее магнитострикционный датчик уровня со встроенными датчиками температуры, многоточечный магнитострикционный датчик плотности, датчик давления, блок обработки сигналов, блок отображения, при этом в устройство дополнительно введены блок коррекции уровня и блок расчета массы и динамического контроля погрешности измерений, первый вход которого соединен с выходом блока обработки сигналов и первым входом блока коррекции уровня, второй вход соединен с выходом блока коррекции уровня, первый выход соединен со вторым входом блока коррекции уровня, второй выход соединен с входом блока отображения, в блоке коррекции уровня учитывается влияние плотности паровой фазы СУГ на глубину погружения поплавка датчика уровня, в блоке расчета массы и динамического контроля погрешности измерений по измеренным значениям средней плотности и средней температуры жидкой фазы СУГ определяется условный компонентный состав жидкой и паровой фазы СУГ, по показаниям датчиков температуры, расположенных в паровой фазе СУГ, вычисляется средняя температура паровой фазы СУГ, по измеренным значениям давления и средней температуры паровой фазы СУГ, условного компонентного состава паровой фазы СУГ рассчитывается средняя плотность паровой фазы СУГ, по скорректированному значению уровня и значениям средней температуры жидкой и паровой фазы СУГ с использованием градуировочной таблицы резервуара определяется объем жидкой и паровой фазы СУГ, вычисляется масса жидкой фазы СУГ как произведение объема и средней плотности жидкой фазы СУГ, вычисляется масса паровой фазы СУГ как произведение объема и средней плотности паровой фазы СУГ, вычисляется полная масса СУГ как сумма масс жидкой фазы и паровой фаз СУГ, автоматически осуществляется динамический контроль относительной погрешности измерений, включающий расчет величины относительной погрешности измерений, сравнение ее с заданной величиной и определение рекомендуемых значений минимального допустимого уровня при хранении СУГ и минимального изменения уровня при приеме и отпуске СУГ, обеспечивающих соблюдение требований по заданной величине погрешности измерений, а полученные результаты выводятся на блок отображения для удобства работы оператора.

Техническим результатом является создание устройства, которое позволяет с высокой точностью измерять массу СУГ, осуществлять в процессе работы при хранении, приеме и отпуске СУГ оперативный динамический контроль погрешности измерений и выдавать рекомендации по величине минимального допустимого уровня при хранении продукта и величины минимального изменения уровня при приеме и отпуске продукта, позволяющие обеспечивать необходимую величину погрешности измерений.

На фиг.1 схематично представлено устройство для измерения массы СУГ в резервуаре.

На фиг.2 представлено расположение датчиков устройства для измерения массы СУГ в резервуаре.

На фиг.3 представлен алгоритм вычисления средней плотности паровой фазы СУГ.

Цифрами на фиг.1 и 2 обозначены:

1 - резервуар;

2 - блок обработки сигналов;

3 - блок расчета массы и динамического контроля погрешности измерений;

4 - блок коррекции уровня;

5 - датчики уровня и температуры;

6 - датчик давления;

7 - многоточечный датчик плотности;

8 - блок отображения;

9 - жидкая фаза СУГ;

10 - паровая фаза СУГ.

Устройство для измерения массы СУГ в резервуаре содержит блок обработки сигналов 2, датчики уровня и температуры 5, многоточечный датчик плотности 7 для определения средней плотности жидкой фазы СУГ 9 в резервуаре 1, датчик давления 6 для измерения давления паровой фазы СУГ 10, блок отображения 8, блок коррекции уровня 4 и блок расчета массы и динамического контроля погрешности измерений 3, первый вход которого соединен с выходом блока обработки сигналов и первым входом блока коррекции уровня, второй вход соединен с выходом блока коррекции уровня, первый выход соединен со вторым входом блока коррекции уровня, второй выход соединен с входом блока отображения.

Внутри трубы датчика уровня и температуры 5 установлены датчики температуры, причем те из них, которые находятся в жидкой фазе СУГ, используются для определения средней температуры жидкой фазы СУГ, а те, которые находятся над уровнем жидкой фазы, т.е. в паровой фазе, используются для определения средней температуры паровой фазы СУГ.

В блоке коррекции уровня 4 учитывается влияние плотности паровой фазы СУГ на глубину погружения поплавка датчика уровня 5, в блоке расчета массы и динамического контроля погрешности измерений 3 по измеренным значениям средней плотности и средней температуры жидкой фазы СУГ определяется условный компонентный состав жидкой и паровой фазы СУГ, по показаниям датчиков температуры, расположенных в паровой фазе СУГ, вычисляется средняя температура паровой фазы СУГ, по измеренным значениям давления и средней температуры паровой фазы СУГ, условного компонентного состава паровой фазы СУГ рассчитывается средняя плотность паровой фазы СУГ, по скорректированному значению уровня и значениям средней температуры жидкой и паровой фазы СУГ с использованием градуировочной таблицы резервуара определяется объем жидкой и паровой фазы СУГ, вычисляется масса жидкой фазы СУГ как произведение объема и средней плотности жидкой фазы СУГ, вычисляется масса паровой фазы СУГ как произведение объема и средней плотности паровой фазы СУГ, вычисляется полная масса СУГ как сумма масс жидкой фазы и паровой фазы СУГ, автоматически осуществляется динамический контроль относительной погрешности измерений, включающий расчет величины относительной погрешности измерений, сравнение ее с заданной величиной и определение рекомендуемых значений минимального допустимого уровня при хранении СУГ и минимального изменения уровня при приеме и отпуске СУГ, обеспечивающих соблюдение требований по заданной величине погрешности измерений, а полученные результаты выводятся на блок отображения для удобства работы оператора.

Кроме этого, в блок расчета массы и динамического контроля погрешности измерений 3 вводятся файлы «Точностные характеристики средств измерений» и «Градуировочные параметры резервуара».

Конструктивно блок коррекции уровня 4 и блок расчета массы и динамического контроля погрешности измерений 3 выполнены на микропроцессоре. Блок отображения 8 может быть как самостоятельным конструктивным элементом, так и может объединяться с дисплеем измерительной системы.

В расчете плотности паровой фазы, алгоритм которого изображен на фиг.3, приняты следующие обозначения:

t_ж.cp.i - средняя температура жидкой фазы СУГ;

ρ_ж.ср.i - средняя плотность жидкой фазы СУГ;

g_np - массовое содержание пропана в жидкой фазе СУГ;

χ_np.i - молярное содержание пропана в долях единицы для жидкой фазы СУГ;

r_np.i - молярное содержание пропана в долях единицы для паровой фазы СУГ;

R_см.i - удельная газовая постоянная смеси пропана и бутана;

P_ср.кр.i - среднекритическое давление паровой фазы СУГ;

Т_ср.кр.i - среднекритическая температура паровой фазы СУГ;

P_прив.i - приведенное давление паровой фазы СУГ;

Т_прив.i - приведенная температура паровой фазы СУГ;

k_i - коэффициент сжимаемости паровой фазы СУГ.

Устройство работает следующим образом.

Измерение уровня и плотности основано на измерениях времени распространения ультразвука в магнитострикционном волноводе. Скорость распространения ультразвука в волноводе практически не зависит от давления и влажности. Влияние температуры автоматически компенсируется с помощью специального алгоритма обработки временных интервалов распространения ультразвука.

В волноводе, изготовленном из специальной стальной проволоки с магнитострикционными свойствами и расположенном внутри корпуса из немагнитного материала, производится генерация ультразвуковой волны.

При взаимодействии переменного магнитного поля, создаваемого импульсом тока в волноводе, и полем постоянных магнитов, расположенных в поплавках датчиков уровня и плотности, происходит деформация кристаллической структуры волновода, что создает механическую волну, распространяющуюся с ультразвуковой скоростью. Ультразвуковая волна, возникающая в местах расположения магнитов, распространяется по волноводу в обоих направлениях от места возникновения. В верхней части волновода ультразвуковые волны вследствие обратного магнитострикционного эффекта преобразуются катушкой считывания в электрические импульсы и затем гасятся демпфером. Указанные импульсы поступают в усилитель-формирователь, где преобразуются в прямоугольную форму, и затем поступают в блок измерения плотности и блок измерения уровня (указанные компоненты входят в состав датчиков уровня и плотности). Промежуток времени между моментом генерации ультразвуковой волны и ее преобразованием в электрические импульсы пропорционален измеряемому расстоянию, т.е. положению поплавков. При этом моменты преобразования ультразвуковых волн в электрические импульсы разнесены по времени, и анализ количества импульсов и соответствующих промежутков времени позволит определить положение каждого поплавка и таким образом измерить уровень и плотность жидкости.

В блоке обработки сигналов производится окончательное формирование параметров уровня, плотности, температуры и давления.

Далее полученные параметры обрабатываются следующим образом:

- производится расчет плотности паровой фазы СУГ;

- производится коррекция измерения уровня жидкой фазы СУГ (глубина погружения поплавка);

- производится циклический расчет массы продукта и погрешности ее измерения, сравнение полученной погрешности с заданной величиной;

- производится циклический расчет рекомендуемых значений минимального допустимого уровня при хранении продукта и минимального изменения уровня при приеме и отпуске продукта, при которых величина погрешности измерений массы не превышает заданную;

- полученные результаты расчета циклически выводятся на блок отображения.

В процессе расчета используются градуировочные таблицы и настроечные параметры, включающие в себя значение заданной допускаемой относительной погрешности измерений и необходимые технологические константы (параметры) продукта, резервуара и устройства.

Для обеспечения достоверных показаний измерений уровня жидкой фазы СУГ производится коррекция показаний уровня.

Уравнение равновесия поплавка уровня без коррекции имеет следующий вид:

где М - масса поплавка уровня;

Н^' _П - глубина погружения поплавка уровня без коррекции;

S - площадь сечения поплавка;

ρ_ж.ср.i - средняя плотность жидкой фазы СУГ.

Глубина погружения поплавка уровня без коррекции вычисляется по формуле:

Уравнение равновесия поплавка уровня с коррекцией по паровой фазе имеет вид:

где Н_П - глубина погружения поплавка уровня с коррекцией;

ρ_n.cp.i - средняя плотность паровой фазы СУГ (определяется по методике, изложенной ниже в п.4, а алгоритм вычисления средней плотности представлен на фиг.3);

V - объем поплавка.

Глубина погружения поплавка уровня с коррекцией:

В показания уровня необходимо ввести поправку, рассчитанную по формуле:

Порядок расчетов в блоке расчета массы и динамического контроля погрешности измерений:

1. Объем жидкой фазы СУГ вычисляется по формуле:

где V_ж.20i - объем жидкой фазы СУГ в резервуаре на измеряемом уровне Н_i, определяемый по градуировочной таблице резервуара, составленной при температуре 20°С;

α_cm - температурный коэффициент линейного расширения материала стенки резервуара (из паспорта на резервуар), для стали α_cm=12,5×10^-6 1/°С;

t_ж.cp.i - средняя температура жидкой фазы СУГ в градусах Цельсия.

2. Объем паровой фазы СУГ вычисляется по формуле:

где V_20макс - полный объем резервуара при температуре 20°С;

t_n.cp.i - средняя температура паровой фазы СУГ в градусах Цельсия.

Величина t_n.cp.i определяется как среднеарифметическое значение температуры точечных датчиков, расположенных в паровой фазе СУГ.

Масса жидкой фазы СУГ вычисляется по формуле:

где ρ_ж.ср.i - средняя плотность жидкой фазы СУГ.

3. Масса паровой фазы СУГ вычисляется по формуле:

где ρ_n.cp.i - средняя плотность паровой фазы СУГ, которая определяется согласно [1] по алгоритму, представленному на фиг.3.

4. Средняя плотность паровой фазы СУГ вычисляется по формуле:

где Р_i - давление в резервуаре;

Р_А - атмосферное давление, принимается равным 101,3 кПа;

R_см.i - удельная газовая постоянная смеси пропана и бутана;

k_i - безразмерный коэффициент сжимаемости;

t_A=273,15°С.

Расчет R_см.i и k_i осуществляется следующим образом:

4.1. Массовое содержание пропана в жидкой фазе СУГ g_np вычисляется по формуле:

где ρ_np.i и ρ_δ.i - плотность сжиженных пропана и н-бутана соответственно при температуре t_ж.cp.i, определяется по таблице 1 методом линейной интерполяции.

Таблица 1 Плотность углеводородов в жидком состоянии [2]
Температура, °С	Плотность, кг/м3
Пропан	н-Бутан
-50	590,9	651,1
-45	585,2	646,4
-40	579,4	641,5
-35	573,7	636,7
-30	567,7	631,7
-25	561,6	626,8
-20	555,5	621,8
-15	549,3	616,6
-10	542,9	611,5
-5	536,4	606,6
0	529,7	601,0
5	522,8	595,7
10	515,8	590,2
15	508,6	584,6
20	501,1	578,9
25	493,4	573,2
30	485,5	567,3
35	477,5	561,3
40	468,9	555,2
45	460,4	549,0
50	451,3	542,6

4.2. Молярное содержание пропана в долях единицы для жидкой фазы СУГ вычисляется по формуле:

где М_пр - молекулярная масса пропана, равна 44,097 кг/кмоль;

M_б - молекулярная масса н-бутана, равна 58,124 кг/кмоль.

4.3. Молярное содержание пропана в долях единицы для паровой фазы СУГ вычисляется по формуле:

где Р_np.i - давление насыщенных паров пропана при температуре t_ж.cp.i, определяется по таблице 2 методом линейной интерполяции;

Р_δi - давление насыщенных паров н-бутана при температуре t_ж.ср.i, определяется по таблице 2 методом линейной интерполяции.

Таблица 2 Давление насыщенных паров [1]
Температура, °С	Давление насыщенных паров, кПа (абс.)
Пропан	н-Бутан
-40	109	16*
-35	134	19*
-30	164	27*
-25	197	35*
-20	236	43*
-15	285	56
-10	338	68
-5	399	84
0	466	102
5	543	123
10	629	146
15	725	174
20	833	205
25	951	240
30	1080	280
35	1226	324
40	1382	374
45	1552	429
50	1740	490
55	1943	557
* - данные в [1] отсутствуют, получены интерполяцией.

4.4. Удельная газовая постоянная паровой фазы СУГ вычисляется по формуле:

где - универсальная газовая постоянная, равна .

4.5. Среднекритические давление и температура паровой фазы СУГ вычисляются по формулам:

где Р_np.кр=4246 кПа - критическое давление пропана;

Р_б.кр=3800 кПа - критическое давление н-бутана;

Т_np.кр=369,8К - критическая температура пропана;

Т_б.кр=425,2К - критическая температура н-бутана.

Примечание - Значения критических параметров взяты из [3].

4.6. Приведенные давление и температура паровой фазы СУГ вычисляются по формулам:

4.7. Коэффициент сжимаемости k_i паровой фазы СУГ вычисляется по таблице 3 методом линейной интерполяции.

5. Масса СУГ в резервуаре вычисляется по формуле:

где m_жi - масса жидкой фазы СУГ;

m_ni - масса паровой фазы СУГ.

6. Масса отпущенного или принятого СУГ, вычисляется по формуле:

где m_i - масса СУГ в начале операции приема или отпуска;

m_i+1 - масса СУГ в конце операции приема или отпуска.

7. Относительная погрешность измерений массы СУГ в режиме хранения, вычисляется по формуле:

где

δN - относительная погрешность вычислений;

δК - относительная погрешность составления градуировочной таблицы;

К_ф - коэффициент, учитывающий геометрическую форму резервуара, вычисляется по формулам:

а) для жидкой фазы СУГ

где ΔV_20i - объем, приходящийся на 1 мм высоты наполнения резервуара на измеряемом уровне наполнения Н_i (определяется по градуировочной таблице резервуара);

б) для паровой фазы СУГ

где Н_макс - максимальная высота резервуара (для горизонтального резервуара равна его диаметру);

δH_ж.i - относительная погрешность измерений уровня жидкой фазы СУГ, вычисляется по формуле:

где ΔН - абсолютная погрешность измерений уровня;

δH_n.i - относительная погрешность измерений уровня паровой фазы СУГ (отсчет от верхнего края резервуара), вычисляется по формуле:

δρ_ж.ср.i - относительная погрешность измерений средней плотности жидкой фазы СУГ, вычисляется по формуле:

где Δρ - абсолютная погрешность измерений средней плотности жидкой фазы СУГ;

δρ_n.cp.i - относительная погрешность измерений средней плотности паровой фазы СУГ, вычисляется по формуле:

где δP_i - относительная погрешность измерений давления паровой фазы СУГ, вычисляется по формуле:

где γ_p - приведенная погрешность измерений давления;

P_B - верхний предел измерений давления;

δt_n.cp.i - относительная погрешность измерений средней температуры паровой фазы СУГ, вычисляется по формуле:

где Δt - абсолютная погрешность измерений температуры паровой фазы СУГ;

δN_к - относительная погрешность расчета компонентного состава паровой фазы СУГ.

8. Относительная погрешность измерений массы принятого или отпущенного СУГ, вычисляется по формуле:

9. Минимальный уровень СУГ Н_min для режима хранения, выше которого погрешность измерений массы находится в пределах, заданных пользователем, вычисляется следующим образом.

Задаются значения уровня СУГ Н_i с шагом 1 мм, начиная с минимального, и вычисляется погрешность измерений массы СУГ δm_i по формуле 21. Как только значение δm_i станет меньше заданных пользователем пределов погрешности, расчет заканчивается. Расчет производится для плотности ρ_ж.ср.i.

10. Уровень СУГ после завершения операции приема (отпуска) H_i+1, ниже (выше) которого погрешность измерений массы принятого (отпущенного) СУГ находится в пределах, заданных пользователем, вычисляется следующим образом.

Значение Н_i увеличивается (при приеме) или уменьшается (при отпуске) с шагом 1 мм и рассчитывается значение m₁₊₁ по формуле 19, m₀ по формуле 20, δm₀ по формуле 32. Как только значение δm₀ станет меньше пределов погрешности, заданных пользователем, расчет заканчивается. Расчет производится для плотности ρ_ж.ср.i.

Полученные результаты вычислений массы СУГ, величины погрешности измерений и рекомендуемых значений минимального допустимого уровня при хранении продукта и минимального изменения уровня при приеме и отпуске СУГ, обеспечивающие соблюдение требований по заданной величине погрешности измерений, выводятся на блок отображения.

На предприятии-заявителе был изготовлен макет на базе системы измерительной «СТРУНА», в котором реализовано заявляемое устройство для измерения массы топливных сжиженных углеводородных газов. Результаты испытаний полностью подтвердили правильность предлагаемого решения. В процессе испытаний отмечено удобство работы оператора при хранении, приеме и отпуске СУГ.

Используемые источники информации

[1] Стаскевич Н.Л., Вигдорчик Д.Я. Справочник по сжиженным углеводородным газам. Л.: «Недра», 1986 г., 543 стр.

[2] ГОСТ 28656-90. Газы углеводородные сжиженные. Расчетный метод определения плотности и давления насыщенных паров.

[3] Рид Р., Праусниц Дж., Шервуд Т. Свойства газов и жидкостей. Л.: «Химия», 1982 г., 592 стр.

[4] ГОСТ Р 52087-3003. Газы углеводородные сжиженные топливные. Технические условия.

[5] ГОСТ 20448-90. Газы углеводородные сжиженные топливные для коммунально-бытового потребления. Технические условия.

[6] В.Терешин, А.Совлуков, А.Летуновский. «О методических погрешностях учета СУГ в резервуарном парке». «Автогазозаправочный комплекс», №5, 2006 г., стр.24-28.

[7] ГОСТ 10679-76. Газы углеводородные сжиженные. Метод определения углеводородного состава.

[8] Преображенский Н.И. Сжиженные углеводородные газы. Л.: «Недра», 1975 г., 279 стр.

Устройство для измерения массы топливных сжиженных углеводородных газов (СУГ) в резервуаре, содержащее магнитострикционный датчик уровня со встроенными датчиками температуры, многоточечный магнитострикционный датчик плотности, датчик давления, блок обработки сигналов, блок отображения, отличающееся тем, что в устройство дополнительно введены блок коррекции уровня и блок расчета массы и динамического контроля погрешности измерений, первый вход которого соединен с выходом блока обработки сигналов и первым входом блока коррекции уровня, второй вход соединен с выходом блока коррекции уровня, первый выход соединен со вторым входом блока коррекции уровня, второй выход соединен с входом блока отображения, в блоке коррекции уровня учитывается влияние плотности паровой фазы СУГ на глубину погружения поплавка датчика уровня, в блоке расчета массы и динамического контроля погрешности измерений по измеренным значениям средней плотности и средней температуры жидкой фазы СУГ определяется условный компонентный состав жидкой и паровой фазы СУГ, по показаниям датчиков температуры, расположенных в паровой фазе СУГ, вычисляется средняя температура паровой фазы СУГ, по измеренным значениям давления и средней температуры паровой фазы СУГ условного компонентного состава паровой фазы СУГ рассчитывается средняя плотность паровой фазы СУГ, по скорректированному значению уровня и значениям средней температуры жидкой и паровой фазы СУГ с использованием градуировочной таблицы резервуара определяется объем жидкой и паровой фазы СУГ, вычисляется масса жидкой фазы СУГ как произведение объема и средней плотности жидкой фазы СУГ, вычисляется масса паровой фазы СУГ как произведение объема и средней плотности паровой фазы СУГ, вычисляется полная масса СУГ как сумма масс жидкой фазы и паровой фаз СУГ, автоматически осуществляется динамический контроль относительной погрешности измерений, включающий расчет величины относительной погрешности измерений, сравнение ее с заданной величиной и определение рекомендуемых значений минимального допустимого уровня при хранении СУГ и минимального изменения уровня при приеме и отпуске СУГ, обеспечивающих соблюдение требований по заданной величине погрешности измерений, а полученные результаты выводятся на блок отображения для удобства работы оператора.