Косвенный метод измерения массы нефтепродукта

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ СОЮЗА ССР

НЕФТЬ И НЕФТЕПРОДУКТЫ

МЕТОДЫ ИЗМЕРЕНИЯ МАССЫ

ГОСТ 26976-86

Petroleum and petroleum products.

Methods of mass measurement

1. Общие положения

2. Методы измерений

3. Погрешности методов измерения

Приложение 1. Термины, применяемые в стандарте, и пояснения к ним

Приложение 2. Математические модели косвенных методов измерений массы и их погрешностей

Приложение 3. Примеры вычислений массы продукта и оценки погрешностей методов

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Стандарт регламентирует методы измерений массы брутто и массы нетто продуктов.

Основным методом при поставках на экспорт и коммерческих операциях по нефти и нефтепродуктам, кроме мазутов, битумов и пластичных смазок, является динамический метод с применением счетчиков (расходомеров).

1.2. Продукты должны соответствовать требованиям действующей нормативно-технической документации.

1.3. Термины, используемые в настоящем стандарте, и поясне­ния к ним приведены в справочном приложении 1.

2. МЕТОДЫ ИЗМЕРЕНИЙ

2.1. При проведении учетно-расчетных операций применяют прямые и косвенные методы.

2.2. При применении прямых методов измеряют массу продук­тов с помощью весов, весовых дозаторов и устройств, массовых счетчиков или массовых расходомеров с интеграторами.

2.3. Косвенные методы подразделяют на объемно-массовый и гидростатический.

2.3.1. Объемно-массовый метод

2.3.1.1. При применении объемно-массового метода измеряют объем и плотность продукта при одинаковых или приведенных к одним условиям (температура и давление), определяют массу брутто продукта, как произведение значений этих величин, а затем вычисляют массу нетто продукта.

2.3.1.2. Плотность продукта измеряют поточными плотномерами или ареометрами для нефти в объединенной пробе, а температуру продукта и давление при условиях измерения плотности и объема соответственно термометрами и манометрами.

2.3.1.3. Определение массы нетто продукта

При определении массы нетто продукта определяют массу балласта. Для этого измеряют содержание воды и концентрацию хлористых солей в нефти и рассчитывают их массу.

Массу механических примесей определяют, принимая среднюю массовую долю их в нефти по ГОСТ 9965-76.

Содержание воды в нефти и концентрацию хлористых солей измеряют, соответственно, поточными влагомерами и солемерами или определяют по результатам лабораторных анализов объеди­ненной пробы нефти.

2.3.1.4. В зависимости от способа измерений объема продукта объемно-массовый метод подразделяют на динамический и статический.

Динамический метод применяют при измерении массы про­дукта непосредственно на потоке в нефтепродуктопроводах. При этом объем продукта измеряют счетчиками или преобразователями расхода с интеграторами.

Статический метод применяют при измерении массы продукта в градуированных емкостях (вертикальные и горизонтальные резервуары, транспортные емкости и т. п.).

Объем продукта в резервуарах определяют с помощью градуировочных таблиц резервуаров по значениям уровня на­полнения, измеренным уровнемером, метроштоком или металлической измерительной рулеткой. В емкостях, градуированных на полную вместимость, контролируют уровень наполнения, и определяют объем по паспортным данным.

2.3.2. Гидростатический метод

2.3.2.1. При применении гидростатического метода измеряют гидростатическое давление столба продукта, определяют среднюю площадь заполненной части резервуара и рассчитывают массу продукта, как произведение значений этих величин, деленное на ускорение силы тяжести.

Массу отпущенного (принятого) продукта определяют двумя методами:

как разность масс, определенных в начале и в конце товарной операции вышеизложенным методом;

как произведение разности гидростатических давлений в начале и в конце товарной операции на среднюю площадь сечения части резервуара, из которого отпущен продукт, деленное на ускорение силы тяжести.

2.3.2.2. Гидростатическое давление столба продукта измеряют манометрическими приборами с учетом давления паров продукта.

2.3.2.3. Для определения средней площади сечения части резервуара металлической измерительной рулеткой или уровнемером измеряют уровни продукта в начале и в конце товарной операции и по данным градуировочной таблицы резервуара вычисляют соответствующие этим уровням средние площади сечения.

Допускается вместо измерения уровня измерять плотность продукта по п. 2.3.1.2 и определять:

уровень налива для определения средней площади сечения, как частного от деления гидростатического давления на плот­ность;

объем нефти для определения массы балласта, как частного от деления массы на плотность.

2.4. Математические модели прямых методов и их погреш­ностей приведены в МИ 1953-88.

Математические модели косвенных методов и их погрешностей приведены в обязательном приложении 2.

Примеры вычислений массы продукта и оценки погрешностей методов приведены в справочном приложении 3.

Примечание. Для внешнеторговых организаций при необходимости до­пускается рассчитывать массу в соответствии с положениями стандарта ИСО 91/1-82 и других международных документов, признанных в СССР.

3. ПОГРЕШНОСТИ МЕТОДОВ ИЗМЕРЕНИЯ

3.1. Пределы относительной погрешности методов измерения массы должны быть не более:

при прямом методе:

± 0,5 % — при измерении массы нетто нефтепродуктов до 100 т, а также массы нетто битумов;

± 0,3 % — при измерении массы нетто пластических смазок;

при объемно-массовом динамическом методе:

± 0,25 % — при измерении массы брутто нефти;

± 0,35% — при измерении массы нетто нефти;

± 0,5 % — при измерении массы нетто нефтепродуктов от 100 т и выше;

± 0,8 % — при измерении массы нетто нефтепродуктов до 100 т и отработанных нефтепродуктов;

при объемно-массовом статическом методе:

± 0,5% — при измерении массы нетто нефти, нефтепродуктов от 100 т и выше, а также массы нетто битумов;

± 0,8% — при измерении массы нетто нефтепродуктов до 100 т и отработанных нефтепродуктов;

при гидростатическом методе:

± 0,5 % — при измерении массы нетто нефти, нефтепродуктов от 100 т и выше;

± 0,8 % — при измерении массы нетто нефтепродуктов до 100 т и отработанных нефтепродуктов.

ПРИЛОЖЕНИЕ 1

Справочное

ТЕРМИНЫ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ В СТАНДАРТЕ, И ПОЯСНЕНИЯ К НИМ

Масса брутто — масса нефти и нефтепродуктов, показатели качества кото­рых соответствуют требованиям нормативно-технической документации.

Масса балласта — общая масса воды, солей и механических примесей в нефти или масса воды в нефтепродуктах.

Масса нетто — разность масс брутто и массы балласта.

ПРИЛОЖЕНИЕ 2

Обязательное

МАТЕМАТИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ КОСВЕННЫХ МЕТОДОВ ИЗМЕРЕНИЙ МАССЫ И ИХ ПОГРЕШНОСТЕЙ

1. Модель объемно-массового динамического метода

, (1)

1.1. Модель погрешности метода

, (2)

где Δm

— относительная погрешность измерения массы продукта, %;

ΔV

— относительная погрешность измерения объема, %;

Δρ

— относительная погрешность измерения плотности, %;

Δδt

— абсолютная погрешность измерения разности температур δt, ºC;

ΔМ

— относительная погрешность центрального блока обработки и индикации данных, %.

2. Модель объемно-массового статического метода

(3)

где Vi, Vi+1

— объемы продукта, соответственно, в начале и конце товарной операции, определяемые по градуировочной таблице резервуара, м3;

ρi; ρi+1,

— средние плотности продукта, соответственно, в начале и в конце товарной операции, кг/м3;

α

— коэффициент линейного расширения материала стенок резервуара, 1°С;

— разность температур стенок резервуара при измерении объема (tv) и при градуировке (tгр), °С.

2.1. Модель погрешности метода

(4)

где Н

— уровень продукта, в емкости, м;

ΔН

— абсолютная погрешность измерения уровня наполнения продукта, м;

ΔК

— относительная погрешность градуировки резервуара, %.

3. Модель гидростатического метода

(5) или (6)

где Si; Si+1

— средние значения площади сечения резервуара, соответственно в начале и в конце товарной операции, м2, определяемые

как — (V — объем продукта, м3, Н — уровень наполнения емкости, м);

— среднее значение площади сечения части резервуара, из которой отпущен продукт, м2;

g

— ускорение свободного падения, м/с2;

Pi; Pi+1

— давление продукта в начале и в конце товарной операции, Па;

ξP=Pi –Pi+1

— разность давлений продукта в начале и в конце товарной опе­рации, Па.

3.1. Модель погрешности метода

для формулы (5)

(7)

для формулы (6)

(8)

где ΔSi, ΔSi +1

— относительные погрешности измерения сечения резервуара, соответственно, в начале и в конце товарной операции, %;

ΔРi, ΔPi+1

— относительные погрешности измерения давлений, соответственно, в начале и в конце товарной операции, %;

ΔξР

— относительная погрешность измерения разности давлений ξР, %;

ΔSср

— относительная погрешность измерения среднего значения площади сечении резервуара, из которой отпущен продукт, %.

4. Модели измерения массы нетто нефти

При применении объемно-массового метода измерения массы:

. (9)

При применении гидростатического метода измерений массы:

, (10)

4.1. Модели погрешности методов

для формулы (9)

(11)

для формулы (10)

,(12)

где Δρв

— абсолютная погрешность измерения плотности воды, кг/м3;

Δφв

— абсолютная погрешность измерения содержания воды, % объем­ных;

Δωх с

— абсолютная погрешность измерения концентрации хлористых со­лей, кг/м3.

Примечание. Погрешности измерения параметров β, γ, δр,α, , в моделях погрешностей методов не учитывают ввиду их малого влияния.

ПРИЛОЖЕНИЕ 3

Справочное

ПРИМЕРЫ ВЫЧИСЛЕНИЙ МАССЫ ПРОДУКТА И ОЦЕНКИ ПОГРЕШНОСТЕЙ МЕТОДОВ

1. Объемно-массовый динамический метод

1.1. При применении объемно-массового динамического метода применяют следующие средства измерений:

турбинный счетчик с пределами допускаемых значений относительной по­грешности (в дальнейшем погрешностью) ΔV=±0,2%;

поточный плотномер с абсолютной погрешностью δρ =±1,3 кг/м3;

термометры с абсолютной погрешностью Δt ±0,5°С;

манометры класса I с верхним пределом диапазона измерения Pmах=10 МПа.

Обработка результатов измерений производится на ЭВМ с относительной погрешностью ΔМ = ±0,1%.

1.2. Измеренный объем продукта V = 687344 м3.

1.3. По результатам измерений за время прохождения объема вычисляют следующие параметры (средние арифметические значения):

температуру продукта при измерении объема tV = 32°C;

давление при измерении объема Pv = 5,4 МПа;

температуру продукта при измерении плотности tρ =30°С;

давление при измерении плотности Рρ =5,5 МПа;

плотность продукта ρ = 781 кг/м3.

1.4. По справочникам определяют:

коэффициент объемного расширения продукта β= 8∙10-4 1/°С;

коэффициент сжимаемости продукта от давления γ =1,2-10-3 1/МПа.

1.5. Массу прошедшего по трубопроводу продукта вычисляют по формуле (1)

m = 687344∙781∙ ∙ = 535892444 кг = 535,9 тыс. т.

1.6. Для определения погрешности метода вычисляют:

относительную погрешность измерения плотности но формуле

где ρmin — минимальное допускаемое в методике выполнения измерений (МВИ)

значение плотности продукта;

абсолютную погрешность измерения разности температур

1.7. При определении погрешности метода учитывают, что она достигает максимума при максимально допускаемом превышении температуры tv над температурой tρ, которое должно указываться в МВИ. Для примера принимаем, что в МВИ задано значение 10°С.

1.8. Погрешность объемно-массового динамического метода измерения вычисляют по формуле (2) приложения 2:

2. Объемно-массовый статический метод

2.1. При применении объемно-массового статического метода использованы следующие средства измерений:

стальной вертикальный цилиндрический резервуар вместимостью 10000 м3, отградуированный с относительной погрешностью ΔK= ±0,1 % при температуре tгр = 18°C;

уровнемер с абсолютной погрешностью ΔН= ±12 мм;

ареометр для нефти (нефтеденсиметр) с абсолютной погрешностью Δρ = 0,5 кг/м3;

термометры с абсолютной погрешностью Δt=±1°С.

Обработка результатов измерений производится на ЭВМ с относительной погрешностьюΔM= ± 0,1 %.

2.2. При измерениях перед отпуском продукта получены следующие результаты:

высота налива продукта Hi= 11,574 м;

плотность продукта из объединенной пробы в лабораторных условиях при температуре =22°C, ρi= 787 кг/м3;

средняя температура продукта в резервуаре =34°C;

температура окружающего воздуха ti = -12°С.

2.3. При измерениях после отпуска продукта получены следующие резуль­таты:

высота налива продукта Hi+1 = 1,391 м;

плотность продукта из объединенной пробы в лабораторных условиях при температуре =22°C- ρi+1= 781 кг/м3;

средняя температура продукта в резервуаре =32°C;

температура окружающего воздуха ti+1=-18°С.

2.4. По справочникам определяют:

коэффициент линейного расширения материала стенок резервуара

α=12∙10-61/°С;

коэффициент объемного расширения продукта

β=8∙10-4l/°C.

2.5. По градуировочной таблице резервуара определяют:

объем продукта в резервуаре перед отпуском Vi= 10673,7 м3;

объем продукта в резервуаре после отпуска l/i+1= 1108,2 м3.

2.6. Вычисляют температуру стенок резервуара:

перед отпуском продукта

после отпуска продукта

2.7. Массу отпущенного продукта определяют по формуле (3) приложения 2:

m = 10673,7∙ ∙784∙ – 1108,2∙ ∙781∙ =8286454-858353 = 7428101 кг =7430 т.

2.8. Для определения погрешности метода вычисляют:

относительную погрешность измерения плотности продукта

абсолютную погрешность измерения разности температур:

2.9. При определении погрешности метода учитывают, что она достигает максимума при максимальном для данного резервуара значения , указанном в паспорте на резервуар, а также при минимальной разности и максимальном превышении температуры tv над температурой tρ которые должны указываться в MBИ.

2.9.1. В рассматриваемом случае, например, используют резервуар с =l2 м и заданы (Hi-Hi+i)min = 8 м и следовательно =4 м и min=min=-10°С

2.9.2. По градуировочной таблице резервуара определяют объемы, соответ­ствующие уровням п. 2.9.1:

2.9.3. Для расчета погрешности определяют значения

и

Примечание. В данных расчетах принято допущение о равенстве плотности продукта в резервуаре до начала и после окончания отпуска и плот­ности отпущенного продукта, что существенно не влияет на оценку погрешности.

2.10. Погрешность объемно-массового статического метода вычисляют по формуле (4) приложения 2:

3. Гидростатический метод

3.1. При применении гидростатического метода используют следующие средства измерений:

стальной вертикальный цилиндрический резервуар вместимостью 10000 м3, отградуированный с относительной погрешностью ΔК= ±0,1 % при температу­ре tгр=18°С;

уровнемер с абсолютной погрешностью ΔH = ±12 мм;

дифференциальный манометр с относительной погрешностью ΔPi = ΔPi+1= ±0,25%.

Обработка результатов измерений производится на ЭВМ с относительной погрешностью ΔM = ±0,1%.

3.2. При измерениях получены результаты:

высота налива продукта перед отпуском Нi= 10,972 м;

дифференциальное давление перед отпуском Рi=86100 Па;

высота налива продукта после отпуска Нi+1= 1,353 м;

дифференциальное давление после отпуска Р i+1= 11800 Па.

3.3. По справочнику определяют значение ускорения свободного падения для данной местности g = 9,815 м/с2.

3.4. По градуировочной таблице резервуара определяют:

объем продукта перед отпуском Vi =10581,4 м3;

объем продукта после отпуска Vi+1 = 1297,1 м3.

3.5. Вычисляются следующие значения величин:

при применении для расчета формулы (5) приложения 2 среднее значение площади сечения резервуара перед отпуском продукта

и после отпуска продукта

при применении для расчета формулы (6) приложения 2 среднее значение площади сечения части резервуара, из которого отпущен продукт

,

разность давлений продукта в начале и в конце товарной операции с учетом изменившегося столба воздуха в резервуаре

= 86100-11800-1,3∙9,815∙ (10,972-1,353) =74200 Па,

где ρв — плотность воздуха, кг/м3.

3.6. Массу отпущенного продукта вычисляют по формуле (5) или (6), соответственно:

или

3.7. При определении погрешности метода учитывают, что она достигает максимума при максимальном для данного резервуара значения, указанного в паспорте на резервуар, а также при минимальном значении отпущенного продукта mmin и его максимальной плотности ρmах, которые должны указываться в МВИ.

3.7.1. В рассматриваемом случае, например, используют резервуар с =12 м и заданными mmin = 7000 т и ρmах = 860 кг/м3.

3.7.2. По градуировочной таблице резервуара определяют объем = 11112,1 м3, соответствующий , рассчитывают минимальное изменение объема ΔV и максимальное значение объема :

и

По градуировочной таблице резервуара определяют уровень = 3,25 м, соответствующий .

3.8. Для расчета погрешности определяют

максимальное значение давления столба продукта перед отпуском:

после отпуска:

среднее значение площади сечения резервуара, соответствующее

и:

,

относительную погрешность измерения разности давлений

3.9. Погрешность гидростатического метода определяют по формуле (7) или (8) приложения 2, соответственно:

,

Примечание. В данных расчетах за погрешность ΔSi, ΔS(i+1) и ΔSсрпринимается погрешность градуировки резервуара ΔК, равная 0,1%, так как погрешность измерения уровня при применении метода градуировки по ГОСТ 8.380-80 не указывает существенного влияния на погрешность измерения площадей.

4. Методы измерения массы нефти нетто

4.1. При измерении масс нефти брутто были использованы средства измерений и получены результаты, приведенные в пп. 1 и 3.

4.2. Дополнительно для измерения массы нефти нетто были использованы: влагомер с абсолютной погрешностью Δφв= ±0,18% (по объему),

солемер с абсолютной погрешностью Δωхс = ±0,25 кг/м3,

ареометр для измерения плотности воды с абсолютной погрешностью Δρв = 0,5 кг/м3.

4.3. По результатам измерений за время отпуска продукта вычисляют следующие параметры (средние арифметические значения):

объемную долю воды в нефти φв = 0,7% (по объему);

концентрацию хлористых солей в нефти ωхс=1,2 кг/м3;

плотность воды, содержащейся в нефти ρв= 1050 кг/м3.

4.4. Массовая доля механических примесей в нефти принимается равной предельному значению по ГОСТ 9965-76, ωмп = 0,05% (по массе).

4.5. При применении объемно-массового метода (см. п. 1) массу нефти нетто, определяют по формуле (9) приложения 2:

4.6. При применении гидростатического метода (см. п. 3) предварительно определяют:

Массу нефти в этом случае определяют по формуле (10) приложения 2:

4.7. При определении погрешностей методов учитывается, что они дости­гают максимума при максимально допускаемых значениях плотности воды ρв , содержания воды φв и концентрации хлористых солей ωхс в нефти, при максимальном превышении температуры tv над температурой tρ и минималь­но допускаемом значении плотности нефти ρ, которые должны указываться в МВИ.

4.7.1. В рассматриваемом случае, например, в МВИ заданы:

4.8. Погрешность объемно-массового метода измерения массы нефти нетто по формуле (11) приложения 2:

4.8.1. При применении объемно-массового статического метода (см. п. 2) погрешность определяют также по формуле (11) приложения 2, однако требу­ется определить погрешность косвенного измерения объема ΔV, которую рассчи­тывают по формуле:

УДК 681.2.083

ПРИМЕНЕНИЕ МЕТОДА СОВОКУПНО-КОСВЕННЫХ ИЗМЕРЕНИЙ МАССЫ НЕФТЕПРОДУКТОВ ПРИ МОНИТОРИНГЕ ПАРАМЕТРОВ

РЕЗЕРВУАРНЫХ ПАРКОВ

© 2013 А.В. Солнцева, С.А. Борминский, А.Н. Малышева-Стройкова, Е.А. Силов

Самарский государственный аэрокосмический университет имени академика С.П. Королева (национальный исследовательский университет)

Поступила в редакцию 04.10.2013

Предложен новый метод измерения массы наливных грузов в резервуарных парках. Метод заключается в определении искомой массы исходя из параметров, характеризующих физико-химические характеристики жидких энергоносителей, величины которых передаются в базовый блок соответствующего резервуара, связанный информационным каналом передачи данных с центральным устройством обработки информации.

Ключевые слова: резервуарный парк, измерение массы, жидкий энергоноситель, наливной груз, точность, калибровочная модель, метод.

На предприятиях нефтеперерабатывающей и нефтедобывающей отраслей существует актуальная задача проведения оперативного и коммерческого учетов товарных продуктов.

Для реализации этих двух видов учета продукции применяются различные методы и способы измерений, а также предъявляются разные требования, главным образом, к точности. При оперативном учете правила и нормы регламентируются внутренними документами предприятия, то есть устанавливаются либо самим предприятием, либо головной организаций объединения предприятий, в состав которого оно входит. При коммерческом учете требования по методологии и средствам измерения, а также точности, определяются государственными стандартами, нормативной документацией, принятой в установленном порядке, а также требованиями заказчика.

Учет нефтепродуктов может производиться в различных единицах, так, к примеру, на нефтебазах и наливных станциях учет ведут в единицах массы, а на автозаправочных станциях — в единицах объема.

Для обеспечения достоверности и единства измерений массы нефтепродуктов, а также контроля их качества нефтебазы и АЗС должны иметь необходимое оборудование и средства измерений, допущенные к применению Госстандартом и имеющие

Солнцева Александра Валерьевна, аспирант кафедры электротехники. E-mail: als063@mail.ru Борминский Сергей Анатольевич, кандидат технических наук, доцент. E-mail: b80@mail.ru

Малышева-Стройкова Александра Николаевна, аспирант кафедры электротехники. E-mail: aps@ssau.ru Силов Евгений Альбертович, кандидат технических наук, старший научный сотрудник НИЛ «Аналитические приборы и системы». E-mail: aps@ssau.ru

клеймо Государственной метрологической службы или соответствующую отметку в паспорте.

В соответствии с межгосударственным стандартом приняты следующие основные определения:

— учетная операция — операция, проводимая поставщиком и потребителем или сдающей и принимающей сторонами, заключающаяся в определении массы продукта для последующих расчетов, при инвентаризации и арбитраже;

— масса брутто товарной нефти — масса товарной нефти, показатели качества которой соответствуют требованиям ГОСТ Р 51858;

— масса балласта — общая масса воды, солей и механических примесей в товарной нефти;

— масса нетто товарной нефти — разность массы брутто товарной нефти и массы балласта.

Существуют следующие методики выполнения измерений массы нефти и нефтепродуктов:

— прямой метод динамических измерений;

— косвенный метод динамических измерений;

— прямой метод статических измерений;

— косвенный метод статических измерений;

— косвенный метод, основанный на гидростатическом принципе.

Прямой метод динамических измерений заключается в непосредственном измерении массы продукта с помощью массомера в трубопроводе.

Косвенный метод динамических измерений заключается в определении массы продукта по результатам следующих измерений в трубопроводе:

а) плотности с помощью поточных преобразователей плотности, давления и температуры;

б) объема продукта с помощью преобразователей расхода, давления и температуры или счетчиков жидкости .

Результаты измерений плотности и объема продукта приводят к стандартным условиям или результат измерений плотности продукта приводят к условиям измерений его объема.

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

Прямой метод статических измерений заключается в определении массы продукта по результатам взвешивания на весах.

Косвенный метод статических измерений заключается в определении массы продукта по результатам следующих измерений:

а) в мерах вместимости (под мерой вместимости подразумевается средство измерений объема продукта, имеющее свидетельство о поверке и утвержденную градуировочную таблицу):

— уровня продукта — стационарным уровнемером или какими-либо другими средствами измерений уровня жидкости;

— плотности продукта — переносным или стационарным средством измерений плотности или ареометром по ГОСТ 3900, ГОСТ 31072 или лабораторным плотномером в объединенной пробе, составленной из точечных проб, отобранных по ГОСТ 2517;

— температуры продукта — термометром в точечных пробах или с помощью переносного или стационарного преобразователя температуры;

— объема продукта — по калибровочной таблице меры вместимости с использованием результата измерений уровня продукта;

б) в мерах полной вместимости (под мерой полной вместимости подразумевается средство измерений объема продукта, имеющее свидетельство о поверке и оснащенное указателем уровня наполнения):

— плотности продукта — переносным средством измерений плотности или ареометром в лаборатории по ГОСТ 3900, ГОСТ 31072 или лабораторным плотномером в точечной пробе продукта, отобранной по ГОСТ 2517;

— температуры продукта — переносным преобразователем температуры или термометром в точечной пробе продукта, отобранной по ГОСТ 2517;

— объема продукта, принятого равным действительной вместимости меры, значение которой нанесено на маркировочную табличку и указано в свидетельстве о поверке, с учетом изменения уровня продукта относительно указателя уровня.

Косвенный метод, основанный на гидростатическом принципе, заключается в определении массы продукта в мерах вместимости по результатам измерений:

— гидростатического давления столба продукта — стационарным измерителем гидростатического давления;

— уровня продукта — переносным или другим средством измерений уровня.

В соответствии с требованиями ГОСТ 8.587-

2006 предел допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто товарной нефти и массы нефтепродукта при косвенном методе статических измерений продукта массой до 120 т должен составлять 0,65%, а при и измерении продукта массой свыше 120 т — 0,5% .

Недостатком существующих методик выполнения измерений является присутствие погрешности, обусловленной тем, что вычисления конечного результата производятся по алгоритмам, не учитывающим в полной мере взаимосвязи плотности, температуры, вязкости, уровня подтоварной жидкости (балласта) с массой товарного продукта при изменяющихся внешних и внутренних условиях.

Авторами настоящей статьи предложен новый метод измерения массы жидкости в резервуаре. Метод заключается в определении искомой массы исходя из параметров, характеризующих физико-химические характеристики хранимой жидкости (уровень, температуру, градиент температур, плотность, вязкость, уровень подтоварной жидкости и другие специфические параметры), величины которых передаются в базовый блок соответствующего резервуара, связанный информационным каналом передачи данных с центральным устройством обработки информации. Совокупность физико-химических параметров, соответствующих определённым порциям жидкости с заведомо известными массами, измеряется в процессе калибровки, а значения этих параметров запоминаются в центральном устройстве обработки.

Зависимость массы М контролируемого товарного продукта и совокупности измеряемых влияющих параметров, таких как уровень контролируемой и подтоварной жидкостей, их плотность, вязкость, температура, градиент температур по глубине, диэлектрическая проницаемость и другие, которые можно оперативно измерить известной датчиковой аппаратурой, может быть представлена в виде выражения:

м = ^ (ql,…qk ,…ч»), (1)

где qk — совокупность измеряемых параметров.

Авторами был разработан алгоритм проведения измерений, с учетом того, что любой измерительный процесс кроме сбора и обработки информации по определению также подразумевает и операцию калибровки по эталонам.

Сущность алгоритма состоит в том, что для нахождения функции преобразования при неизвестной функции F составляется калибровочная модель процесса измерения. Для этого в резервуар i раз поэтапно наливают количество жидкости известной массы Мг , измеряют соответствующую ей совокупность контролируемых физико-химических параметров qkг где к- номер

измеряемого параметра (к=1…т), г- номер калибровочного замера (г = 1…п), значения которых запоминаются в центральном устройстве обработки. Количество эталонных замеров п должно быть не меньше числа контролируемых параметров т , то есть п > т.

Пусть имеется п калибровочных наливов жидкости с известными значениями массы М., …М.,… М .

1 г ‘ п

При этом следует помнить, что М=М 1 +ДМ, где ДМ — фиксированное приращение массы на каждом этапе калибровки. При каждом наливе контролируются совокупность параметров мониторинга резервуара дк. Отметим, что при каждом очередном наливе физико-химические параметры жидкости будут меняться, так как процесс налива при больших объемах резервуара длительный, то будет меняться температура Т, и, соответственно, плотность с и вязкость з основного и подтоварного продуктов.

При построении калибровочной модели для произвольных значений измеряемых параметров всегда можно подобрать такие нормирующие коэффициенты Ьк , что будут выполняться равенства:

Mi = bi Ч1.1 + ■■■+bA л + •••+bmqm i = £

к=1

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

Mi = bl4l,i + ■■■ + ЬкЧкi + ■■■ + bm4m,i = £ bk4t,i

к=1

M = b,q, + ■■■ + bkqk + ■■■ + b q = £bkqk

m 1 m к lk, m m lm,m ^^ к J-k, n

к =1

M = b.q. + ■■■ + b.q. + ■■■ + b q = £ b.q.

n 1 H,n к J-к,n m ±m,n / i к J-к, n ■

(2)

q и ■■■qt. ■■qn ,1 ■ M ■ ■ Чп л

где А = q 1,i ■■■qt ■■q»,, , А bk = ЧЦ ■ ■ Mr ■ ■ Ч n,,

q 1, n ■■■qt, n ■■■qn, n ЧЩ ■ m» ■ ■ ■q n ,n

Система (2) имеет п уравнений для т неизвестных Ьк . Так как число эталонных замеров всегда можно сделать больше числа контролируемых параметров п ? т, то из данной системы всегда можно выбрать достаточное количество уравнений, из которых можно найти коэффициенты Ьк . Желательно, чтобы выбранные для совместного решения уравнения по возможности охватывали больший диапазон контролируемых параметров. Решение этой системы дает совокупность коэффициентов Ьк, которые в средневзвешенной форме определяют искомый показатель качества. Система (2) имеет единственное решение, если главный определитель отличен от нуля. Решением этого уравнения является соотношение

АЬ,,

(3)

bk =

А ‘

Учитывая независимость получения измерительной информации и возможность варьирования сигналов датчиков всегда можно исключить равенство нулю главного определителя в заданном диапазоне измерения.

Вычисленные таким образом коэффициенты bk запоминаются в устройстве обработки и используются в дальнейшем в процедуре измерения. В процессе определения массы контролируемой жидкости измеряются параметры мониторинга дкХ , а неизвестная масса нефтепродукта может быть определена по формуле (5):

Мх = ьл,х + ■■■+Kqk,x + -+bmqm, x=£hqk,x, (4)

к =1

возможность применения которой обусловлена системой (2). Выражение (5) составляет в общем виде математическую модель измерительного процесса определения массы товарной жидкости по калибровочной модели и является конкретной формой реализации обобщенной функции преобразования (1).

При любых значениях min<qk<max искомое значение находится в интервале М . <М <М , что пол-

1 min x max7

ностью подпадает под определение измерительного процесса, как фактора уменьшения неопределенности. Доказано, что при любом количестве калибровочных отсчетов, равных числу используемых для мониторинга резервуара параметров, искомый параметр будет находиться в интервале M . + M . Таким об-

min max

разом, предложенный метод измерений не требует точного знания функции, связывающей искомую массу жидкости с измеряемыми косвенными параметрами. Он предполагает создание математической модели в процессе калибровки. Чем больше параметров мы измеряем, и чем больше число калибровочных отсчетов, тем выше точность измерений .

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

Рассмотрим вариант измерение массы товарного продукта в резервуаре при условии контроля трех изменяющихся параметров: уровня заполнения резервуара, плотности и температуры продукта. Измерение уровня может быть проведено согласно . Тогда неизвестная масса продукта будет измеряться согласно формуле:

Mx = bflx + b2Px + b3Tx, (5)

где коэффициенты bk по формуле (3) с определителями

А =

H1 P T M1 P1 T1

H 2 Pi Ti Ab1 = M 2 Pi Ti

H 3 Рз Тз M 3 P3 T3

к=1

H M T H P Mi

Ab2 = H2 M2 T2 3 = H2 A M2

H M3 T3 H3 P3 M3

Важно, что при проведении измерений для каждого отсчета должны выбираться максимально близкие по значению точки из памяти калибровочной модели. Только в таком случае, возможно получить высокие по точности данные. Погрешность будет расти в зависимости от того, насколько далеко от измеряемого параметра находятся отсчета калибровочной модели.

Пример. Были проведены экспериментальные исследования в рамках подтверждения разработанной теории. Были проведены измерения массы товарного продукта — дизельного топлива на танкере 1М07611212 класса река-море. Данные приведены в табл. 1.

Таблица 1. Пример производимых изм

ния калибровочной таблицы учесть этот фактор не предоставляется возможности, в силу измерения температуры окружающей среды и продукты за все время проведения процедуры калибровки.

Предлагаемый метод измерения массы товарных продуктов позволяет значительно повысить точность измерений и, следовательно, качество учётных операций, в частности может быть эффективно использован для оперативного определения массы нефтепродуктов в резервуарах по различным параметрам, косвенно связанным с искомой величиной при изменяющихся условиях внешней и внутренней среды, а также предупредить факты перелива/недолива и кражи продукта из резервуарных парков.

Исследования выполнены при поддержке Министерства образования и науки Российской Федерации

ений согласно разработанному методу

Данные калибровочной модели Измерение

Н, м p, кг/м3 Т, град С М, кг

H1=0.10 Pj=860 Tj=25.1 Mj=1832 Hx=0.14

H2=0.13 p2=860 T2=25.2 M2=2460 px=860

H3=0.15 p3=860 T3=25.1 M3=2898 Tx=25.1

При измерении, характеризующемся парамет- СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ рами, приведенными в столбце «Измерение», из

памяти калибр°вочн°й модели были взяты дан- t ГОСТ Р 8.595-2004. Масса нефти и нефтепродуктов.

ные, приведенные в первых трех столбцах. В ре- Общие требования к методикам выполнения изме-

зультате применения разработанного метода из- рений. М., 2005. II, 27 с. (Государственная система

мерения массы, было получено значение Mx=2685 обеспечения единства измерений).

кг. После анализа имеющейся калибровочной таб- 2. Методы измерений количественных и качественных

лицы было установлено, что разработанный ме- характеристик жидких энергоносителей / С.А.Бор-

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

тод дает более точный результат в определении минский, Б.В.Скворцов, А.В.Солнцева. Самара:

массы, чем использование заранее подготовлен- СНЦ РАН, 2012. 222 с.

© 2013 A.V. Solntceva, S.A. Borminsky, A.N. Malysheva-Strojkova, E.A. Silov

Samara State Aerospace University named after S.P. Korolyov (National Research University)

Keywords: storage tanks, measurement of mass, liquid energy carrier, liquid cargo, accuracy, calibration model, method