Глава 6. Количественный учет на объектах хранения нефти и нефтепродуктов

Глава 6. КОЛИЧЕСТВЕННЫЙ УЧЕТ НА ОБЪЕКТАХ ХРАНЕНИЯ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

Методы количественного учета нефти и нефтепродуктов

Основные способы измерения больших масс нефтепродуктов и нефти

Принципы построения ИИС количественного учета во многом зависят от принятого способа измерения количества жидкого продукта в емкостях. Поэтому в этой главе приведено описание основных способов измерения больших масс жидкого продукта для выбора наиболее приемлемого из них (см. табл. 6.1)

В перспективе могут найти применение для измерения больших количеств жидких продуктов в резервуарах приборы, основанные на использовании резонансного метода, разработанного под руководством академика Б.Н. Петрова и др. (см. табл. 6.1).

Таблица 6.1

Способы измерения количества нефтепродуктов

 

Методы количественного учета нефтепродуктов в ёмкостях
Универсальные	Акустические	Тепловые	Электрические	Оптические
Тензометрический Гравиметрический Объемно-весовой Пьезометрический	Локационный Диссалативный (погл) Резонансный	Дилатометрический Терморезисторный Термо-ЭДС	Кондуктометрический Индуктивный Ёмкостной Радиоволновый	Преломления Поглощения Отражения

 

Тензометрический способ

Тензометрический способ предполагает непосредственное определение усилий на стенки или днища резервуара от действия массы нефтепродукта. Первичными элементами устройства являются электрические датчики (тензометрическиё, индуктивные, магнитоупругие и др.). Деформация упругого тела датчика измеряется с помощью, например, прикрепленных к нему проволочных тензометров-преобразователей, представляющих собой плоскую или иную намотку проводов, обладающих тензоэффектом, т.е. способностью изменять свое сопротивление под воздействием механической информации. Такие приборы используют для определения количества жидкости в небольших резервуарах как в нашей стране, так и за рубежом.

Достоинством тензометрического способа определения количества жидкости является его простота.

Основные недостатки этого способа следующие:

ü невысокая точность тензометров;

ü сложность равномерного распределения нагрузки между отдельными упругими элементами;

ü сложность тарировки и периодической поверки;

ü невозможность установки упругих элементов на действующих больших резервуарах и трудность установки на малых;

ü взвешивание всего содержимого резервуара без разделения на воду, осадки и полезный продукт.

Основные причины погрешностей для тензометрического взвешивания:

· нелинейность упругих элементов (0,2÷0,05%);

· гистерезис (0,01÷0,05%);

· температурная нестабильность нуля (0,001%);

· разброс показаний (0,01%);

· погрешность градуировки (0,02%);

· влияние ускорения силы тяжести (0.05÷0,1%);

· влияние аэростатических сил (0,1%).

Кроме этого, на погрешность измерений тензометрическим методом существенное влияние оказывает:

· временная нестабильность самих тензодатчиков;

· неравномерное распределение нагрузки между отдельными массдозами;

· сложность тарировки и периодической поверки;

· невозможность установки масс-доз на действующих больших резервуарах и трудность установки на малых;

· взвешивание всего содержимого резервуара без разделения на воду, осадки и полезный продукт.

Объемно-весовой способ

Наиболее распространенным способом определения количества жидкости в резервуарах в настоящее время является объемно-весовой (ОВ-способ).

При построении системы коммерческого учета нефтепродуктов на основе ОВ-способа необходим комплекс приборов измерения уровня средней температуры и средства для отбора пробы.

В устройствах для измерения уровня чаще всего встречаются приборы, использующие натяжение троса поплавком или буйком. Общим основным недостатком таких приборов является то, что они требуют корректировки показаний по плотности жидкости, т.к. ее изменение всегда приводит к изменению погружения поплавка, что вызывает увеличение абсолютной погрешности измерения уровня.

Находят также применение (в основном в зарубежной практике) уровнемеры радиационные, ёмкостные, фотоэлектрические, радиоволновые и др. Так, во Франции используют уровнемеры с радиоактивными методами измерения, обеспечивающие простоту, высокую чувствительность и надежность в работе. Для товарно-расчетных операций в лаборатории «DAFINNA DUBROLIH HERPIK» (Гренобль, Франция) разработан уровнемер, действующий по пьезометрическому принципу. В нижних и верхних камерах резервуара расположены трубки, по которым пропускается сжатый воздух. Другие концы трубок выведены наружу и соединяются с дифманометром. Давление столба жидкости в резервуаре уравновешивается столбом ртути и в дифманометре.

Анализ уровнемеров показывает, что прибора автоматического измерения уровня системы коммерческого учета, имеющие погрешность измерения уровня не более ± 5 мм, содержат в своей конструкции точные механические движущие элементы. Эта особенность, как показывает опыт эксплуатации уровнемеров, снижает надежность их работы и временную стабильность показаний.

Разработанные различными организациями у нас в стране и зарубежными фирмами устройства для отбора проб и непосредственного измерения средней температуры продукта в резервуарах имеют, как правило, одинаковый принцип действия и различаются лишь конструктивно.

Во ВНИЙКАНефтегаз на основе ОВ-способа измерения разработано устройство типа «Утро», предназначенное для товарно-расчетных операций в резервуарных парках. В этих устройствах для измерения уровня применяют поплавковый указатель уровня УДУ – 5М, принцип работы которого основан на слежении поплавком за уровнем нефтепродукта в резервуаре (рис. 6.1).

Рис. 6.1. Уровнемер типа УДУ-5м

Поплавок 1, свободно плавающий внутри резервуара 2 на поверхности жидкости, перемещается с изменением уровня вдоль направляющих струн 3. С поплавком связана мерная лента 5, имеющая калиброванные отверстия. Другой конец мерной ленты подведен к местному прибору 4.

При уменьшении уровня поплавок опускается и под действием собственной массы при помощи ленты взводит пружинный двигатель в местном приборе. При наполнении резервуара поплавок всплывает и освобождает ленту, которая подтягивается пружинным двигателем. Лента в местном приборе своими отверстиями входит в зацепление со штифтами местного шкива 6, длина окружности которого строго калибрована. По числу оборотов и углу поворота мерного шкива судят о положении поплавка. С валом мерного шкива связаны десятичный счетчик 7 и приставка для дистанционной передачи 8. Движение на вал дистанционной приставки, передается от валика, показывающего прибора через шестеренчатую передачу.

Рис. 6.2. Датчик температуры

Среднюю температуру в «Утро» измеряют термометром сопротивления (рис. 6.2).

 

Он представляет собой медную проволоку, уложенную в жгут и защищенную герметическим чехлом. Термометр укладывают вдоль металлической штанги, вращающейся вокруг шарнира внутри резервуара у его основания. Штанга по всей длине снабжена пенопластовыми поплавками 2. На свободный конец штанги насажан поплавок 1, при помощи которого штанга с термометром, вращаясь вокруг шарнира, всегда полностью погружена в жидкость.

Большую точность имеют уровнемеры, в которых поплавок только управляет работой следящего устройства.

Таким прибором является уровнемер СКБ АНН типа УЭД-3. Это уровнемер с тонущим поплавком (буйком), принцип действия которого основан на том, что буек, погруженный в жидкость, автоматически следит за изменением уровня. Подвижную систему прибора приводят первоначально в такое положение, при котором буёк наполовину погружен в жидкость. При повышении уровня следящая система через ряд колес и тросов подымает буек до прежнего положения. При понижении уровня происходит обратный процесс.

Кинематическая схема устройства уровнемера УЭД-3, устанавливаемого на резервуаре, приведена на рис. 6.3.

Рис. 6.3. Уровнемер типа УЭД-3

 

На оси 5 вилки 6 свободно вращается гладкий ролик 4, через который переброшена перфорированная лента 12, изготовленная из нержавеющей стали. Указанная лента переброшена также через ведущий ролик 3 с зубцами, входящими перфорацию ленты. На одном конце ленты висит буек 13, на другом – уравновешивающий груз 14. Продолжением вилки 6 служит стержень 8, жестко закрепленный в скобе 9. Герметизация достигается сильфоном 7. Пружина 10 уравновешивает усилие, действующее на левый конец стержня 8. Устройство 2 устанавливает такое натяжение пружины, что при погружении буйка наполовину в жидкость стержень 8 занимает горизонтальное положение. При этом контактная планка на конце стержня устанавливается также в среднем положении (контакты не замкнуты).

При повышении уровня замыкается нижний контакт, Кн включается цепь реверсивного двигателя 1 и отключается тормозное устройство 2. Через систему зубчатых колес и первичную передачу приводится во вращение ведущий ролик 3 для установления буйка в нормальное положение (наполовину погружённый в жидкость). При этом контакт размыкается, двигатель останавливается, электромагнит тормозного устройства 2 обесточивается, что обеспечивает включение тормоза и быструю остановку двигателя, а также исключает возможность включения верхнего контакта в результате инерционного выбега. При понижении уровня жидкости в резервуаре включается верхний контакт Кв и реверсивный двигатель вращается в противоположную сторону, система вновь приходит в равновесие. Таким образом, буек непрерывно следит за изменением уровня жидкости в резервуаре.

Уровень жидкости отмечается непосредственно у резервуара четырехзначным отчетным устройством 15 с точностью до 1 мм, и отсчет передается на расстояние устройством дистанционной передачи 16.

В Венгрии разработана автоматическая цифровая система КОР-ВОЛ для высокоточного измерения количества жидкости в резервуарах, использующая ОВ-способ. Система КОР-ВОЛ служит для автоматического определения объема или массы жидкости, хранимой в резервуарах большой вместимости, сбора и обработки данных измерений.

Вычисление массы жидкости по уровню, средней температуре и плотности продукта с учетом калибровки резервуара достаточно трудоёмко. Поэтому при использовании ОВ-способа для автоматизации товарно-учетных операций в систему включают сложные специализированные вычислительные устройства или универсальные вычислительные машины. Приведенную к 20°С плотность продукта в таких системах вводят вручную.

Основные недостатки устройств измерения массы нефтепродуктов, использующих ОВ-способ, следующие:

ü сложность первичных измерительных приборов, устанавливаемых на резервуарах;

ü трудность периодической метрологической поверки первичных измерительных приборов, устанавливаемых на резервуарах;

ü сложность алгоритма обработки первичной измерительной информации;

ü высокая стоимость системы, вызванная необходимостью установки первичных измерительных приборов в каждом из контролируемых резервуаров, а также применением сложных специализированных вычислительных устройств или ЭВМ для реализации алгоритма обработки; трудность полной автоматизации товарно-учетных операций.

 

 

Гравиметрический способ

Практическое использование гравиметрического способа взвешивания стало возможным с появлением приборов, позволяющих измерять ускорения свободного падения с достаточной точностью. Этот способ основан на измерении изменения ускорения свободного падения (или сил тяжести) в резервуаре в зависимости от массы продукта в нем. Ускорение свободного падения измеряют гравиметрами, которые в основном делятся на два класса – статические гравиметры и гравитационные вариометры.

Общим свойством статических гравиметров является то, что в них сила тяжести сравнивается с другой, постоянной во времени силой (упругая сила деформации).

Чувствительный элемент системы гравиметра представляет собой маятник, удерживаемый в равновесии упругой силой главной пружины и нитей подвеса. Для увеличения момента масс на маятник надета цилиндрическая платиновая навеска.

Принцип действия следующий: при изменении ускорения свободного падения маятник отклоняется от первоначального положения равновесия до тех пор, пока силы, вызванные деформацией главной пружиня и нитей подвеса, не уравновесят изменения силы тяжести. Мерой удлинения пружины является угол поворота микрометрического винта, который измеряется специальным счетчиком-редуктором.

Представляет интерес применение гравиметров для непосредственного измерения массы жидкости. В одном из вариантов используют два гравиметра, расположенные в центральной трубе по оси резервуара. Гравиметры связаны между собой и с регистрирующим устройством кабелем, соединены они последовательно. Это обеспечивает наибольшую чувствительность, а при встречном и последовательном включении исключается влияние переливов. В другом варианте предлагают использовать эффект изменения силы тяжести в зависимости от массы продукта в резервуаре. В этом случае гравитационный вариометр располагается у стенки резервуара на половине его высоты. Относительная погрешность определения массы продукта в резервуаре при уровне 1,5 м современными гравиметрами составляет 1,65%, что неприемлемо для товарного учета. Следует отметить, что при дальнейшем снижении уровня погрешность определения массы еще более увеличивается. Кроме недостаточной точности существующие гравиметры имеют большой дрейф «нуля» и подвержены влиянию расположенных рядом переменных масс, приливов, вибраций и т.п. Все это также снижает реально достижимую точность измерений гравиметрическим способом..

Вследствие отмеченных недостатков применение гравиметрического способа для товарного измерения массы жидкости в резервуарах и настоящее время является неоправданным.

Пьезометрический способ

Под пьезометрическим способом (П-способ) измерения количества жидкостей в емкостях следует понимать способ, заключающий в определении массы по гидростатическому давлению жидкости в резервуаре.

В этом случае масса жидкости

, (6.1)

где – гидростатическое давление в резервуаре; g – ускорение свободного падения; – площадь среднего сечения резервуара при соответствующем давлении и уровне жидкости H

. (6.2)

До настоящего времени пьезометрический способ не нашел широкого применения из-за относительной сложности измерения гидростатического давления с достаточной точностью.

Общая относительная погрешность метода

, (6.3)

где – погрешность калибровки резервуара ( 0,2%); –погрешность измерения гидростатического давления, состоящая из погрешности преобразования гидростатического давления в давление воздуха и погрешности измерения пневмодавления, т.е.

. (6.4)

Абсолютная погрешность преобразования щелевых датчиков безрасходных пневмосистем определяется силами поверхностного натяжения в щели на границе «воздух-жидкость» в не
превышает ±2 мм вод. ст.

Относительная погрешность манометра МП-2,5 П разряда в пределах давлений 0,1÷2,5 кгс/см² равна 0,05%, а общая погрешность определения массы при этом составляет

,

т.е. в наихудшем случае (H =1 м и = 0,7×10³ кг/см³) погрешность определения массы продукта составляет 0,35%, что меньше максимально допустимой при товарных измерениях.

Проведение измерений

Уровень нефтепродуктов в резервуарах можно измерить линейкой, с грузом или уровнемерами с местным отсчетом или дистанционной передачей показаний на пульт в операторную. При этом показания необходимо считывать с точностью до 1 мм и место касания груза о стенки резервуара должно быть горизонтальным и жестким. При измерении в зональных резервуарах нижний конец метроштока или груза ленты должен попадать на нижнюю образующую резервуара. Стабильность при отсчете контролируется базовой высотой. В случае изменении лентой высоты необходимо выяснить, причину этого изменения.

Уровень нефтепродукта необходимо измерять, применяя измерительную ленту, с грузом или метрошток следует опускать медленно, не допуская волн на поверхности нефтепродукта и ударов о стенки резервуара. Лента рулетки должна находиться все время в намотанном состоянии, а метрошток – в строго вертикальном положении. Измерения проводят при установившемся уровне нефтепродукта и отсутствии волн.

Показания рулетки или метроштока отсчитываются от 0,1 мм до 1 мм сразу по появлении смоченной части рулетки.

Если расхождения превышают 1 мм, измерения необходимо повторить.

Ленту рулетки или метрошток до и после измерений необходимо протереть мягкой тряпкой насухо.

При измерении уровня подтоварной воды водочувствительный слой ленты или пасты в течение 2÷3 мин. полностью растворяется и резко выделяется грань между слоями воды и нефтепродукта.

Отсчет уровня подтоварной воды необходимо проводить с точностью до 1 мм. Размытая грань свидетельствует об отсутствии резкой границы между водой и нефтепродуктом и наличии водоэмульсионного слоя.

Если грань обозначается на ленте или пасте с противоположных сторон груза рулетки или метроштока на разной высоте, то измерения должны быть повторены.

При измерении уровня нефтепродукта в горизонтальных резервуарах необходимо вносить поправку на уклон резервуара по формуле

, (6.5)

где n – уклон оси резервуара; – расстояние от точки измерения уровня до середины резервуара, мм; знак (-) – если уклон в сторону люка; знак (+) – если уклон от люка.

Допустимый уклон резервуара не более 1:1000.

 

Пример: В резервуаре V = 75 м³ расстояние от измерительного люка до середины резервуара = 3870 мм Уклон резервуара в сторону измерительного люка 1:200, откуда n =0,005.

Измерены уровни: воды h = 35 мм;

нефтепродукта и воды h общий = 3200 мм.

Поправка на уклон ∆h= n· = -3870 · 0,005 = - 19 мм.

Исправленный уровень:

воды =35 - 19 = 16 мм;

нефтепродукта и воды общий = 3200 - 19 = 3181 мм.

 

Уровень нефтепродукта и подтоварной воды в железнодорожных цистернах измеряется метроштоком через горловину котла цистерны в 2-х противоположных точках горловины по оси цистерны. При этом необходимо следить за тем, чтобы метрошток опускался на нижнюю образующую котла и не попадал в углубления для нижних сливных приборов. Уровень следует отсчитывать до 1 мм.

В автоцистерны нефтепродукт следует наливать до планки, установленной в горловине котла цистерны на уровне соответствующем номинальной вместимости или по заданной дозе согласно показаниям объемного счетчика. Плотность нефтепродуктов в резервуарах и транспортных средствах определяется по отобранным пробам, в трубопроводе измеряется автоматическими плотномерами или по отобранным пробам. Плотность отсчитывается до четвертого знака.

Из резервуаров и транспортных средств пробы отбираются в соответствии с ГОСТ 2517-85. В стационарных резервуарах для отбора проб должны применяться сниженные пробоотборники по Р 50194-92 или ручные пробоотборники по ГОСТ 2517-80.

Для отбора точечных проб пробоотборник опускается на заданный уровень и выдерживается в течение 5 минут.

При наливе автоцистерн на нефтебазах для определения плотности продукта из резервуаров следует отбирать через каждые два часа.

Температура нефтепродуктов определяется в течение 1÷3 минут после извлечения каждой точечной пробы или в средней пробе, отобранным сниженным пробоотборником. Термометр необходимо погружать в нефтепродукты на глубину, указанную в техническом паспорте на данный термометр, и выдерживать в пробе 1÷3 минуты до принятия столбиком ртути постоянного положения.

Температуру отсчитывают по термометру, не вынимая его из нефтепродукта.

Температура нефтепродукта вычисляется как среднее арифметическое температур точечных проб, взятых в соотношении, принятом для составления объединенной пробы по ГОСТ 2517-85.

 

Например: объединенная проба нефтепродукта из вертикального резервуара отбирается с трех уровней: верхнего, среднего и нижнего и смешивается в соотношении 1:3:1.

В этом случае средняя температура нефтепродукта вычисляется

= , (6.6)

где – температура точечной пробы верхнего слоя, °С; – температура точечной пробы среднего слоя, °С; – температура точечной пробы нижнего слоя, °С.

При дистанционном измерении средней температуры нефтепродукта в резервуаре термометрами сопротивлений температуры в пробах не измеряются.

Объединенная проба из горизонтального цилиндрического резервуара диаметром более 2500 мм отбирается с 3-х уровней: верхнего, среднего и нижнего и смешивается в соотношении 1:6:1.

Средняя температура вычисляется

= . (6.7)

Объединенная проба из горизонтального цилиндрического резервуара диаметром менее 2500 мм независимо от степени заполнения, а также из горизонтального цилиндрического резервуара диаметром более 2500 мм, заполненного на высоту до половины диаметра и менее, отбирается с 2-х уровней: середины и низа и смешивается в соотношении 3:1, а температура рассчитывается по формуле

= . (6.8)

Плотность нефтепродукта по отобранным пробам определяется в лаборатории на месте отбора проб по ГОСТ 3900-47. При определении плотности на месте отбора проб площадка для проведения измерений должна быть ровной горизонтальной, защищенной от ветра, осадков, солнечной радиации кожухом или другими устройствами.

Процесс измерения нефтепродуктов объемно-массовым методом может быть автоматизирован путем применения в резервуарах измери­тельных установок, а при наливе транспортных средств – автоматичес­ких систем налива с использованием счетчиков, автоматических плот­номеров, объединенных в систему измерения массы нефтепродукта.

Масса принятого (отпущенного) нефтепродукта в резервуарах с понтонами ила плававшими крышами определяется с учетом массы понтона (плавающей крыши) и его положения в резервуаре. Для этого необходимо знать, на каком уровне начинает всплывать понтон или плавающая крыша. Масса понтона или плавающей крыши определяется по рабочим чертежам, прикладываемым к градуировочной таблице.

При заполнении резервуара нефтепродуктом отдельные части понтона (плавающей крыши) всплывают неодновременно. Зона от начала и до конца всплытия зависит от конструкции покрытия и диаметра резервуара. При эксплуатации следует избегать измерений нефтепродуктов в этой зоне, т.к. это ведет к большим погрешностям при определе­нии массы нефтепродукта.

При определении количества нефтепродуктов в резервуарах с понтонами или плавающими крышами должны вноситься поправки в соответствии с ГОСТ 8.380-80.

При приемке и отпуске нефтепродуктов необходимо помнить:

· если до начала измерения покрытие находилось в плавающем состоянии, а по окончании – на опорных стойках (или наоборот), то поправка на покрытие вносится на тот момент, когда оно находится в плавающем состоянии;

· если до и после измерений покрытие находится в плавающем состоянии или на опорах, поправка на покрытие не вносится.

Массовый метод измерений

Этим методом измеряется масса нефтепродукта в таре и транспортных средствах путем взвешивания на весах.

Средства измерения

Для взвешивания нефтепродуктов в таре применяются весы товар­ные общего назначения грузоподъемностью до 3000 кг, шкальные и циферблатные. Нефтепродукты в мелкой таре взвешиваются на настольных весах с пределами взвешивания от 5 до 20 кг.

Автоцистерны с нефтепродуктами взвешиваются на весах автомобильных стационарных и передвижных общего назначения грузоподъем­ностью от 10 до 30 т.

Взвешивание мазута в автоцистернах проводится по РД 50-266-81.

Проведение взвешивания

Масса взвешиваемых нефтепродуктов должна соответствовать грузоподъемности весов. Взвешивание грузов массой более Р_мах или менее Р_min, установленных для данного типоразмера весов, не допускается. Выбор грузоподъемности весов должен обеспечить возможность взвешивания максимальных для данного пункта масс нефтепродуктов. Завышенная грузоподъемность весов увеличивает погрешность взвешивания. Для снижения влияния внешних условий на погрешность измерений весовые устройства должны быть защищены от ветра и осадков.

Объемный метод измерений

Объемный метод является частью объемно-массового метода, т.к. измеряется только объем нефтепродукта.

Средства измерений

Для измерений объема используют топливораздаточные колонки по ГОСТ 9018-89, маслораздаточные колонки по ГОСТ 11537-81 и импортные, параметры которых соответствуют требованиям этих стандартов.

Колонки должна поверяться по МИ 1864-88 и ГОСТ 8.220-76.

Проведение измерений

Объём нефтепродукта при заправке транспорта измеряется при дистанционном и местном управлении колонками.

Для дистанционного управления применяются пульты, которые могут управлять как одной колонкой, так и группой колонок. Объём нефтепродукта, отпущенный колонкой, фиксируется указателем суммарного счетчика.

Точность работы топливо заправочных колонок должна проверяться ежедневно при сдаче смен образцовыми мерниками второго разряда и фиксироваться в сменных отчетах.

Если погрешность колонки выходит за пределы, указанные в стандарте, то эксплуатировать такую колонку запрещается.

Погрешность колонки фиксируется в относительных единицах (процентах) со знаком (-), если колонка передает продукт, и знаком (+), если продукт колонка недоедает.

Лица, имеющие право на опломбирование колонок, назначаются приказом территориального (областного) управления или госкомнефтепродукта союзной республики, их назначение согласовывается с территориальным органом Госстандарта. После окончания ремонта и пломбирования топливораздаточной колонки вызывается государственный поверитель, о чем в журнале учета ремонта оборудования делается соответствующая запись.

Средства измерений

Для определения массы нефтепродукта в резервуарах типа РВС должны применяться средства измерений и устройства, обеспечивающие погрешность измерения массы не более ±0,5%.

Вязкость нефтепродуктов не должна превышать 10^-4 м²/с (100 сСт). На резервуары должны быть составлены калибровочные таблицы по МИ 1823-87.

Методы измерений

В соответствии с ГОСТ 8.380-80 «ГСИ. Резервуары стальные вертикальные цилиндрические вместимостью 100¸50.000 м³. Методика метрологической аттестации» измерение вместимости производится геометрическим или объемным методом. Допускается комбинация методов. Выбор метода измерений зависит от вместимости, класса точности, специфики конструкции резервуара, удобства проведения измерений, наличия средств измерении и экономической целесообразности.

Объемный метод может быть применен для измерений вместимости резервуаров до 5000 м³ (исходя из возможностей установки для градуировки объемным методом), «мертвой» полости, а также участка резервуара до всплытия плавающего покрытия.

Геометрический метод заключается в определении вместимости резервуара путем измерения его геометрических размеров и проведения расчетов с целью получения градуировочной характеристики, т.е. зависимости объема жидкости от уровня заполнения резервуара.

Объемный метод заключается в непосредственном измерении объема жидкости, залитой в резервуар, и ее уровня с целью получения градуировочной характеристики резервуара.

Объемный метод осуществляется при помощи мерной посуды – калибровку проводят, наливая в резервуар или, сливая из него отмеренные объемы воды или другой жидкости; либо при помощи объемных счетчиков – калибровку проводят, пропуская жидкость через бензомер или водомер при наливе в резервуар или сливе из него.

Геометрический (расчетный) метод наиболее доступен и технически осуществим, поэтому калибровочные таблицы на резервуары, как правило, составляют расчетным способом.

Замерная таблица, представляющая собой документ, предназначена для учета нефтепродуктов.

При обмере определяют следующие геометрические величины, необходимые для составления калибровочных таблиц:

· вертикальные цилиндрические резервуары – длина окружности резервуара по второму поясу, высота каждого пояса изнутри резервуара, толщина листов стали каждого пояса резервуара;

· горизонтальные цилиндрические резервуары – длина окружности (наружная), длина обечаек резервуара, стрела выпуклости днища (для резервуаров со сферическими днищами), толщина листов стали обечаек и днищ резервуаров.

Все резервуары с точностью до 1 мм обмеряются стальной рулеткой, имеющее доверительное государственное клеймо. Длина ленты
рулетки 20 м, допускаемая погрешность шкалы при температуре 20°С и нагрузке 50 Н×с ±5 мм, сечение ленты 6 ´ 0,15 мм, масса 0,25 кг.

При обмерах лента рулетки должна быть достаточно натянута
(до 50 Н) пружинными весами или роликом с грузом. Лента рулетки не должна иметь перекрученных мест и отклонений от той плоскости, в которой производится измерение.

Каждый элемент нужно измерять несколько раз. Получение одинаковых результатов подтверждает правильность измерения.

Нормы точности измерений

Погрешности измерений параметров стальных вертикальных цилиндрических резервуаров (далее – резервуаров) не должны превышать норм (при геометрическом методе – в табл. 6.5, и при объемном методе по табл. 6.6).

Таблица 6.5

Нормы точности

 

Измеряемый параметр	Предел допускаемой меряемого параметра погрешности измеряемого параметра резервуара
для резервуаров вместимостью 100÷4000 м3	для резервуаров вместимостью 5000÷50000 м3
Длина окружности первого пояса	±0,022%	± 0,022%
Высота поясов	± 0,1%	±0,2%
Радиальные отклонения образующих резервуара от вертикали	± 1 мм	± 1 мм
Толщины стенок (включая слой покраски)	± 0,5 мм	± 1 мм
Объемы внутренних деталей	± (0,005 ÷ 0,025) м3	± (0,025 ÷ 0,25) м3

 

Таблица 6.6

Нормы точности

Измеряемый параметр	Предел допускаемой погрешности измеряемого параметра резервуара вместимостью до 5000 м3
Объем жидкости при градуировке	±0.1%
Объем жидкости при определении вместимости «мертвой» полости	±0,25%
Уровень жидкости	±2 мм

 

При соблюдении указанных норм точности измерений погрешность градуировки в зависимости от вместимости резервуара составит не более:

ü ± 0,20% – для резервуаров вместимостью 100÷3000 м³;

ü ± 0,15% – для резервуаров вместимостью 4000 м³;

ü ± 0,10% – для резервуаров вместимостью 5000÷50000 м³, о чем делается запись в градуировочной таблице.

Система КОР-ВОЛ

Система КОР-ВОЛ (рис. 6.6) имеет следующие преимущества по сравнению с ранее описанными системами: процесс измерения полностью автоматизирован – осуществляется цифровая индикация и регистрация данных, проведение математических операций коррекции, наличие внутреннего запоминающего устройства. Центральный блок обработки данных обеспечивает получение результатов измерения непосредственно в необходимой форме для коммерческих расчетов, т.е. в единицах массы или объема, приведенного к базисной температуре.

Комплексная система КОР-ВОЛ состоит из центрального блока обработки данных и первичных приборов, являющихся источниками информации. В системе используются два типа первичных приборов, уровнемер жидкости который снабженный цифровым кодовым датчиком, и прибор измерения среднего значения температуры в среде резервуара. В качестве чувствительного элемента датчика уровня применяют поплавок, положение которого с помощью непрерывно работающего сервомеханизма следящей системы преобразуется в соответствующий электрический сигнал. Встроенный кодовый датчик позволяет осуществить цифровую дистанционную передачу данных измерения.

 

 

Чувствительный элемент датчика средней температуры представляет собой погруженные в жидкость платиновые элементы сопротивления, укрепленные на стальной конструкции, которая перемешается в соответствии с изменением уровня жидкости. Датчик средней температуры подсоединяют к прецизионному электрическому компенсационному измерительному преобразователю постоянного напряжения. Приемная аппаратура системы КОР-ВОЛ представляет собой цифровое устройство обработки данных.

Аппаратура включает в себя блок автоматического сбора данных измерения, вычислительный блок. Накопитель данных, цифровой генератор тактовых импульсов, блок управления и блок индикации. К электронному блоку подключено печатающее устройство. Вычислительный блок определяет объем и массу жидкости, приведенные к нормальному состоянию хранимой среды. Накопитель данных содержит геометрические параметры резервуаров, составленные на основании таблиц калибровки последних.

В системе используются два типа первичных приборов: уровнемеры, снабженные цифровым кодовым датчиком, и прибор для измерения среднего значения температуры измеряемого продукта. Чувствительным элементом прибора для измерения средней т