Погрешности измерения количества нефти в резервуарах

С экономической точки зрения важно точно определить объем хранимой жидкости в резервуаре.

Одним из главных факторов, влияющих на точность измерения количества жидкости в резервуаре, считается тепловое расширение жидкости. Как известно, зависимость объема жидкости от температуры выражается уравнением

, (6.12)

где – объем жидкости при температуре t °С; – объем жидкости при базисной температуре; – коэффициент объемного расширения жидкости; – разность измеренной и базисной температуры.

Учитывая, что нефть имеет коэффициент объемного расширения примерно 10^-3/°С, то изменение температуры даже на 1°С даст погрешность за счет теплового расширения жидкости примерно 0,1%, что в 20 раз больше погрешности измерения уровня (современные уровнемеры обеспечивают точность измерения, равную ± 1 мм). При измерении уровня измеряется и среднее значение температуры жидкости. Если воспользоваться формулой (6.12) и представить ее в виде

, (6.13)

где V₀ – объем при базисной температуре; V – рабочий объем жидкости; S – средняя площадь сечения резервуара; t_ср – средняя измеренная температура продукта; t_б – базисная температура; – коэффициент объемного расширения продукта; Н – уровень продукта в резервуаре, то получим результат измерения в объемных единицах, приведенных к базисной температуре.

Расчет можно осуществлять и в единицах массы, для этого значение необходимо умножить на (плотность продукта при базисной температуре), которая определяется лабораторным путем.

Измерение и расчет количества нефти производят либо в кубических метрах, либо в тоннах. Система расчета в разных странах различна.

В Европе расчет ведут по объему, а в Англии и Америке – по количеству нефтепродуктов.

Измерение объема или массы нефти по формуле (6.13) будет точным, если температура нефти и площадь сечения одинаковы во всех точках. Практически это невозможно и поэтому температуру измеряют в нескольких точках и берут среднюю.

Дополнительная погрешность возникает из-за деформации резервуаров под действием изменения температуры, и гидростатического давления продукта, которая может достигать 0,1% объема резервуара. Из-за расширения резервуара установка уровнемера на верхнем конце стального резервуара вызывает отклонение до 0,1% измерения по высоте, поэтому выбор места установки уровнемера имеет большое значение. Теоретически дно резервуара искажается параболически, что измерить трудно, и зависит от фундамента и качества дна. Стены резервуара изменяются в форме груши пропорционально высоте резервуара. Изменение геометрических размеров стального резервуара можно рассчитать по формуле.

, (6.14)

где D – диаметр резервуара, м; Н – высота уровня жидкости, м; – средняя плотность жидкости, кг/м³; g – ускорение свободного падения (9,81 м/с²); Е – коэффициент эластичности стали (около 2,1×10¹¹ Н/м²⁾; S – толщина стенки резервуара, м.

Меньше всего резервуар деформируется в нижней части первого кольца резервуара за счет жесткого углового крепления с дном и в верхней части последнего кольца резервуара за счет крепления с крышей. Но необходимо учитывать, что при деформации резервуара от гидростатического давления верхнее кольцо подвергается передвижению в вертикальном направлении вследствие выгиба стенок. Сюда следует отнести также погрешности, возникающие при обмеривании резервуара, т.е. при составлении калибровочных таблиц. И, наконец, на общую погрешность измерения количества продукта в резервуаре влияет точность измерения уровня, которая будет зависеть от типа выбранного уровнемера, метода его крепления на резервуаре и плотности жидкости, а также от ряда других факторов, рассмотренных ниже. Ошибки вычисления приведенного объема или массы нефтепродуктов представлены на рис. 6.4.