Повышение точности измерения массы нефтепродуктов в резервуаре

Современные системы планирования производства предъявляют повышенные требования к точности коммерческого учета товарной продукции. В связи с этим, крайне важной становится задача максимально точного определения массы продукции, хранящейся в резервуарных парках. Процессы наполнения, слива и хранения нефтепродуктов в резервуарах вносят дополнительные погрешности в измерения, особенно при учете плотности и температуры по слоям. Традиционный статический метод осложняется деформацией резервуаров и зависимостью от градуировочных таблиц. Поэтому, изучение и минимизация факторов, влияющих на точность определения массы нефтепродукта, является актуальной задачей, имеющей как техническое, так и экономическое значение.

1. Вычисление массы нефти в резервуаре объёмно-массовым методом

Вычисление массы нефти объёмно-массовым метода выполняется в несколько этапов. Определение уровня нефти и нефтепродуктов в резервуаре является первым и критически важным шагом. Измерение производится либо ручным способом (рулетка с лотом), либо с помощью автоматизированной системы замера уровня (СЗУ). Для товарно-коммерческих операций (ТКО) требуется исключительная точность, поэтому погрешность измерения не должна превышать ±1 мм.

ГОСТ 7502-98 регламентирует внесение температурной поправки (t) при измерениях рулеткой, если температура окружающей среды отклоняется от эталонной температуры 20°С.

Эта поправка учитывает коэффициент линейного расширения материала рулетки и рассчитывается по формуле, представленной в [1]:

, (1)

Где – коэффициент линейного расширения материала измерительной ленты (для углеродистой стали , для нержавеющей стали ) [2];

Lи – длина по шкале рулетки, измеренная при температуре t;

t – температура воздуха при измерении, °С.

Объем продукта в резервуаре, приведенный к нормальным условиям (20°C), определяется по градуировочной таблице на основании измеренного уровня продукта.

Резервуар вертикальный цилиндрический стальной (РВС) отградуирован с погрешностью ΔK= ± 0,1%, при указанной температуре в соответствии с нормативным документом (ГОСТ 8.570-00) [3].

По справочникам определяют следующее:

• коэффициент линейного расширения материала стенок резервуара: α=12∙10^-6 1/°С;
• коэффициент объемного расширения продукта: β=8∙10^-4 l/°C.

Производится отбор пробы в соответствии с ГОСТ 2517-12, в процессе измеряем температуру [4].

В лабораторных условиях плотность объединенной пробы нефти измеряется одним из следующих методов: пикнометрическим, ареометрическим или вибрационным. Процедура измерения проводится при стандартной температуре (20°С или 15°С) и должна соответствовать требованиям нормативной документации, в частности ГОСТ 3900-85. При использовании ареометра абсолютная погрешность измерения плотности составляет Δρ = 0,5 кг/м3, а абсолютная погрешность измерения температуры термометром – Δt=±1°С.

Температуру испытуемой пробы измеряют до и после измерения плотности и поддерживают постоянной, с погрешностью не более 0,2°С [5].

При следующем этапе вычисляют массу нефти по данной формуле:

, (2)

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

Для вычисления погрешности данного метода определяют следующие параметры:

• относительную погрешность измерения плотности продукта:

, (3)

• абсолютную погрешность измерения разности температур:

, (4)

При оценке точности этого метода учитывают, что наибольшая погрешность возникает, когда:

• объем резервуара достигает максимального значения, указанного в его техническом паспорте;
• разница между измеряемыми показателями минимальна.

Превышение температуры над температурой, зафиксированной в методике выполнения измерений (МВИ), максимально.

Пределы относительной погрешности методов измерения массы могут быть не больше:

± 0,25% – для определения массы брутто нефти;

± 0,35% – для определения массы нетто нефти;

± 0,5% – для определения массы нетто нефтепродуктов от 100 т и выше;

± 0,8% – для определения массы нетто нефтепродуктов до 100 т и отработанных нефтепродуктов.

Ограничения существующих методов отбора проб не позволяют получить данные о вертикальном профиле плотности и температуры в резервуаре. Это затрудняет точный расчет параметров объединенной пробы, что негативно сказывается на точности определения массы продукта. Помимо этого, необходимо учитывать погрешности, обусловленные температурным расширением конструкции резервуара. Итоговая точность измерения массы брутто продукта напрямую зависит от погрешностей градуировки измерительных приборов и градуировочной таблицы, используемых для определения температуры, уровня и плотности.

2. Метод гидростатического измерения уровня (ГИУ)

Для гидростатического измерения массы брутто продукта в резервуаре необходимо:

• измерить давление продукта послойно;
• одновременно с измерением давления послойно измерить температуру продукта;
• рассчитать среднюю температуру продукта на основе полученных измерений;
• определить плотность каждого слоя продукта;
• рассчитать среднюю плотность продукта;
• определить уровень налива продукта.

Первый находящийся под уровнем жидкости датчик выдает давление:

, (5)

Второй датчик показывает давление, которое высчитывается по формуле:

, (6)

Далее выразим через значение плотности:

, (7)

Подставляем величину плотности в формулу и выражаем величину H:

, (8)

Исходя из этого, мы вычисляем уровень взлива в резервуаре:

, (9)

Где h₀ – расстояние от замерного столика, который расположен на днище резервуара, до первого датчика;

h – калиброванное расстояние между датчиками;

n – число датчиков;

H – расстояние от уровня налива до первого датчика под уровнем продукта.

При вычислении погрешности метода обращают внимание на то, что она достигает максимума при максимальном для данного резервуара значения H_imax, указанного в паспорте на резервуар. При минимальном значении отпущенного продукта m_min и его максимальной плотности ρ_mах, которые должны описаны в МВИ.

Далее из градуировочной таблицы вычисляем объём, согласно измерениям уровня продукта в резервуаре, при температуре градуировки.

На следующем шаге рассчитывается объём продукта V, при нормальных условиях 20°С. Объём продукта, приведённый к температуре 20°С, вычисляется так же, как в описании объёмно-массового метода.

Дальше вычисляем объём продукта при средней температуре измерения.

На следующем этапе вычисляем масса брутто.

Границы допускаемой относительной погрешности измерений массы продукта по косвенному гидростатическому методу вычисляют по следующей формуле [2]:

, (10)

Где δK – относительная погрешность составления градуировачной таблицы меры вместимости, % [2].

В отличие от других методов гидрометрии резервуаров, гидростатический метод измерения уровня (ГИУ) базируется на совершенно ином принципе. Его ключевой особенностью является измерение массы нефти, а не, например, объема или высоты столба жидкости.

Метод основан на использовании трех датчиков давления, расположенных в нижней, средней и верхней точках резервуара, а также датчика температуры. Верхний датчик давления предназначен для измерения давления газовой фазы и компенсации его влияния на измерения. Плотность нефтепродукта определяется на основе показаний датчиков давления, установленных в средней и нижней частях резервуара, которые погружены в жидкость.

Для определения массы продукта используется метод, основанный на измерении гидростатического давления. Определяется величина гидростатического давления, создаваемого столбом продукта, а также средняя площадь поперечного сечения заполненного объема резервуара, измеренная относительно выбранного уровня отсчета. Масса продукта вычисляется путем деления произведения этих двух величин на ускорение свободного падения.

, (11)

Где Р – гидростатическое давление нефтепродукта в резервуаре, Па;

F_cp*(Н_р) – средняя площадь сечения резервуара, определяется по градуировочной таблице, м²;

G – ускорение силы тяжести, м/сек².

Погрешность измерения при гидростатическом методе должна быть не больше:

± 0,5% – массы нетто нефти, нефтепродуктов от 100 т и выше;

± 0,8% – массы нетто нефтепродуктов до 100 т и отработанных нефтепродуктов [2].

Такой уровень точности может быть достигнут при сочетании различных средств измерений.

Модель погрешности гидростатического метода в случае использования формулы имеет следующий вид [2]:

, (12)

Для косвенного определения объема нефти, поступающей или отгружаемой из резервуаров, применяют статические измерения. Перед началом измерений нефть отстаивается в течение двух часов, чтобы отделить воду и осадок. Уровень нефти измеряется уровнемерами или рулетками (включая электронные). Наличие и уровень подтоварной воды определяются с помощью водочувствительной пасты на измерительной рулетке. Определение массы нефти методом ГИУ отличается повышенной точностью по сравнению с традиционными методами.

3. Метод, основанный на применении датчиков давления MTG

Multifunction Tank Gauge (MTG) – это измерительная система, предназначенная для комплексного мониторинга параметров нефтепродуктов в резервуарах [6]. Она обеспечивает определение массы продукта, уровня подтоварной воды, объема (с приведением к стандартным условиям), уровня заполнения, послойной и средней плотности, усредненной температуры, а также характеристик паровой фазы над продуктом. Конструкция MTG предусматривает фланцевое крепление (от 3 дюймов) на крыше резервуара, отсутствие подвижных элементов, независимость от перемещений крыши и возможность установки без вывода резервуара из эксплуатации.

Система MTG использует гидростатическое давление и температуру в качестве входных параметров для прямого расчета плотности и массы продукта. Такой подход исключает необходимость непосредственного измерения плотности и температурной коррекции при объемно-массовом учете. Это позволяет системе MTG с высокой точностью определять массу продукта в резервуаре, компенсируя влияние расслоения и других факторов, которые могут вносить погрешности в измерения.

Для работы систем MTG требуется от 4 до 12 датчиков давления. Увеличение их числа повышает точность измерений. К сожалению, в настоящее время не существует альтернативных, количественно оцениваемых методов, позволяющих достичь сопоставимой точности без использования большого количества датчиков [6].

Проведенное исследование продемонстрировало, что применение гидростатического метода для измерения массы нефти приводит к улучшению следующих показателей: точность измерений, безопасность, производительность и эффективность эксплуатации резервуарного парка.