способ определения массы нефтепродукта в резервуаре

Классы МПК:G01G17/04 жидкостей или газов, в том числе жидкостей высокой консистенции 
Автор(ы):,
Патентообладатель(и):Совместное предприятие "Интернаут"
Приоритеты:
подача заявки:
1992-04-17
публикация патента:

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+2способ определения массы нефтепродукта в резервуаре, патент № 2057300способ определения массы нефтепродукта в резервуаре, патент № 2057300tc)способ определения массы нефтепродукта в резервуаре, патент № 2057300K/(H1-H2),

где V - фактический объем нефтепродукта, находящегося в резервуаре: способ определения массы нефтепродукта в резервуаре, патент № 2057300 - 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.
Рисунок 1

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

способ определения массы нефтепродукта в резервуаре, патент № 2057300

где V - фактический объем нефтепродукта, находящегося в резервуаре;

способ определения массы нефтепродукта в резервуаре, патент № 2057300 - коэффициент линейного расширения материалов стенок резервуара;

способ определения массы нефтепродукта в резервуаре, патент № 2057300 - разность температуры стенок резервуара при измерении объема и при градуировке резервуара;

K - коэффициент пропорциональности;

H1, H2 - показания первого и второго уровнемеров соответственно.

Описание изобретения к патенту

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 способ определения массы нефтепродукта в резервуаре, патент № 2057300 способ определения массы нефтепродукта в резервуаре, патент № 2057300tc) способ определения массы нефтепродукта в резервуаре, патент № 2057300 способ определения массы нефтепродукта в резервуаре, патент № 2057300 способ определения массы нефтепродукта в резервуаре, патент № 2057300 (1+ способ определения массы нефтепродукта в резервуаре, патент № 2057300 способ определения массы нефтепродукта в резервуаре, патент № 2057300 t), (1) где v фактический объем нефтепродукта, находящегося в резервуаре, м3;

способ определения массы нефтепродукта в резервуаре, патент № 2057300 коэффициент линейного расширения материалов стенок резервуара, 1/оС;

способ определения массы нефтепродукта в резервуаре, патент № 2057300tc= (tv-tгр) разность температуры стенок резервуара (окружающей среды) при измерении объема tv и при градуировке резервуара tгр, оС;

способ определения массы нефтепродукта в резервуаре, патент № 2057300 плотность нефтепродукта, кг/м3;

способ определения массы нефтепродукта в резервуаре, патент № 2057300 коэффициент объемного расширения нефтепродукта, 1/оС;

способ определения массы нефтепродукта в резервуаре, патент № 2057300t= (tv"-t способ определения массы нефтепродукта в резервуаре, патент № 2057300) разность температур нефтепродукта при определении объема tv" и измерении плотности нефтепродукта t способ определения массы нефтепродукта в резервуаре, патент № 2057300 [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 способ определения массы нефтепродукта в резервуаре, патент № 2057300 способ определения массы нефтепродукта в резервуаре, патент № 2057300 (способ определения массы нефтепродукта в резервуаре, патент № 2057300эgH+ДP), где V фактический объем нефтепродукта, находящегося в резервуаре, м3;

Н уровень нефтепродукта в резервуаре, м;

способ определения массы нефтепродукта в резервуаре, патент № 2057300э 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+2способ определения массы нефтепродукта в резервуаре, патент № 2057300)способ определения массы нефтепродукта в резервуаре, патент № 2057300 способ определения массы нефтепродукта в резервуаре, патент № 2057300, где V фактический объем нефтепродукта в резервуаре;

способ определения массы нефтепродукта в резервуаре, патент № 2057300 коэффициент линейного расширения материалов стенок резервуара;

способ определения массы нефтепродукта в резервуаре, патент № 2057300tс 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= способ определения массы нефтепродукта в резервуаре, патент № 2057300, (3) где h1 уровень погружения поплавка в нефтепродукте, м;

G1 масса поплавка, кг;

способ определения массы нефтепродукта в резервуаре, патент № 2057300 плотность нефтепродукта, кг/м3;

R1 радиус поплавка, м.

Аналогично для уровнемера 5

H2= Hи-h2, h2= способ определения массы нефтепродукта в резервуаре, патент № 2057300

Разность показаний уровнемеров 4 и 5 зависит от плотности контролируемой среды

способ определения массы нефтепродукта в резервуаре, патент № 2057300H H1-H2= (Hи-h1)-(Hи-h2) h2-h1=

способ определения массы нефтепродукта в резервуаре, патент № 2057300 способ определения массы нефтепродукта в резервуаре, патент № 2057300 способ определения массы нефтепродукта в резервуаре, патент № 2057300, отсюда

способ определения массы нефтепродукта в резервуаре, патент № 2057300 способ определения массы нефтепродукта в резервуаре, патент № 2057300

Обозначив способ определения массы нефтепродукта в резервуаре, патент № 2057300 коэффициентом пропорциональности К (кг/м2), получим

способ определения массы нефтепродукта в резервуаре, патент № 2057300 способ определения массы нефтепродукта в резервуаре, патент № 2057300. (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 способ определения массы нефтепродукта в резервуаре, патент № 2057300 (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+2способ определения массы нефтепродукта в резервуаре, патент № 2057300способ определения массы нефтепродукта в резервуаре, патент № 2057300tc)способ определения массы нефтепродукта в резервуаре, патент № 2057300 (5) где m масса нефтепродукта, кг;

V фактический объем нефтепродукта, находящегося в резервуаре, м3;

способ определения массы нефтепродукта в резервуаре, патент № 2057300 коэффициент линейного расширения материалов стенок резервуара, 1/оС;

способ определения массы нефтепродукта в резервуаре, патент № 2057300tс= (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, способ определения массы нефтепродукта в резервуаре, патент № 2057300t (см. формулу (1)) принимает значение, равное 0.

Класс G01G17/04 жидкостей или газов, в том числе жидкостей высокой консистенции 

Наверх