Способ для измерения массы топливных сжиженных углеводородных газов в резервуаре
Изобретение относится к области измерительной техники и может быть использовано для точного определения массы топливных сжиженных углеводородов (СУГ). Способ реализован на основе косвенного метода статических измерений, при котором измеряются уровень, средняя плотность, средняя температура жидкой фазы СУГ. Сущность изобретения состоит в том, что по измеренным значениям средней плотности и средней температуры жидкой фазы СУГ определяется условный компонентный состав жидкой и паровой фазы СУГ, измеряется средняя температура паровой фазы СУГ, по измеренным значениям давления, средней температуры паровой фазы СУГ рассчитывается средняя плотность паровой фазы СУГ, производится коррекция уровня жидкой фазы СУГ, по измеренным значениям уровня и средней температуры жидкой и паровой фазы СУГ с использованием градуировочной таблицы резервуара определяется объем жидкой и паровой фазы СУГ, рассчитывается масса жидкой и паровой фазы СУГ, рассчитывается полная масса СУГ как сумма масс жидкой фазы и паровой фазы СУГ, автоматически осуществляется динамический контроль относительной погрешности измерений, включающий расчет величины относительной погрешности измерений, сравнение ее с заданной величиной и определение рекомендуемых значений минимального допустимого уровня при хранении СУГ и минимального изменения уровня при приеме и отпуске СУГ, обеспечивающих соблюдение требований по заданной величине погрешности измерений, а полученные результаты выводятся на устройство отображения для удобства работы оператора. Технический результат: повышение точности измерения массы СУГ, осуществление в процессе работы при хранении, приеме и отпуске СУГ оперативного динамического контроля погрешности измерений. 4 ил.
Изобретение относится к области измерительной техники и может быть использовано в системах измерения массы топливных сжиженных углеводородных газов (СУГ) в резервуаре при приеме, отпуске и хранении.
Известен косвенный метод статических измерений массы СУГ, согласно которому масса определяется по формуле
где V - объем продукта в резервуаре;
ρ - средняя плотность продукта в резервуаре.
Объем жидкости в резервуаре определяют с помощью градуировочных таблиц резервуаров по значениям уровня наполнения.
Однако СУГ в резервуаре представляет собой замкнутую двухфазную систему: жидкая фаза - паровая фаза. Это вызывает необходимость определения массы как жидкой фазы, так и паровой фазы по указанной формуле. Следует отметить, что изменение температуры, давления, компонентного состава или количества СУГ в резервуаре сопровождается перераспределением СУГ между жидкой и паровой фазами, что существенно усложняет измерение массы СУГ.
Известны способы измерения массы СУГ в резервуаре, основанные на измерении объема жидкой фазы СУГ с помощью градуировочных таблиц резервуаров и датчиков уровня на емкостных, радиоволновых и поплавковых магнитострикционных принципах построения измерительных устройств. Эти способы дают большую величину погрешности из-за того, что часть СУГ находится в виде паровой фазы. Кроме того, изменение температуры, давления или состава СУГ приводит к искажениям в показаниях поплавковых магнитострикционных датчиков уровня, связанным с изменением плотности паровой фазы СУГ и, как следствие, глубины погружения поплавка в жидкую фазу.
Известен неинвезионный метод определения уровня и плотности жидкости внутри емкости, основанный на использовании акустической волны, которая проходит по корпусу емкости и измеряется разность фаз от датчика до приемника. Такой метод описан в патенте США US 6053041. При использовании этого метода измерения не зависят от формы резервуара и его размера. Колебания разности фазы позволяют измерить не только уровень, но и плотность жидкости. Но этот метод имеет очень существенный недостаток - низкую точность измерений плотности (10 кг/м3), что не позволяет его использовать для коммерческого учета.
Известны методы использования дифференциальных датчиков давления для определения объема и плотности сжиженных газов. Например, такой метод описан в патенте Франции FR 2811752 (G01F 22/00), позволяющий отображать объем жидкости в резервуаре со сжатым газом. Однако этот метод обеспечивает достоверные измерения только в резервуарах с правильной геометрической формой, что является существенным недостатком. Другой способ измерения с использованием дифференциального датчика давления описан в патенте США US 6944570. В указанном патенте дано описание дифференциального датчика давления, который определяет значение плотности жидкости и газа на основании измеренного давления. Однако эти измерения будут справедливы для однокомпонентных продуктов, для смесей этот датчик будет давать большую ошибку из-за колебания состава продукта.
Известны попытки решения задачи по определению уровня СУГ с помощью емкостных методов. Такой способ описан в статье «Контроль уровня сжиженных углеводородных газов с помощью емкостных приборов» авторов Атаянц, Пещенко, Северин (Газовая промышленность, 1997 г., №6, стр.25-28). Согласно этому способу в емкости со сжиженным газом располагают вертикальный емкостной датчик в виде цилиндрического конденсатора, частично заполненного контролируемым веществом. При этом степень заполнения емкости сжиженным газом соответствует степени погружения в него датчика. Данный способ имеет существенный недостаток. Поскольку имеет место неконтролируемый переход СУГ из жидкой фазы в газообразную и наоборот, то для определения массы СУГ требуется применение двух датчиков плотности отдельно для жидкой и газообразной фаз, что существенно усложняет процесс измерений и конструкцию измерительных устройств, реализующих данный способ.
Недостаток описанного выше способа устранен в способе определения физических параметров СУГ в емкости по патенту РФ №2262667 авторов Совлукова А.С. и Терешина В.И.
Способ определения физических параметров СУГ в емкости, описанный в указанном патенте, позволяет определять массу, уровень, объем, плотность жидкой и паровой фаз СУГ, при этом производят первое измерение уровня жидкости по величине измеряемой электрической емкости С1 первого радиочастотного датчика и определяют плотность паровой фазы по величине измеряемой электрической емкости СЗ соответствующего радиочастотного датчика, далее производят второе измерение уровня жидкости в уменьшенном или увеличенном снизу диапазоне его измерения по измеряемой величине электрической емкости С2 соответствующего радиочастотного датчика, выполняют совместное функциональное преобразование измеренных электрических емкостей С1, С2 и СЗ и определяют диэлектрическую проницаемость жидкой и паровой фазы по формулам:
где знак ″-″ соответствует уменьшенному диапазону второго измерения уровня, знак ″+″ соответствует увеличенному диапазону второго измерения уровня;
IO - величина диапазона изменения уровня;
СO - электрическая емкость на единицу длины датчика;
СЭ - значение эквивалентной емкости С3;
СЭо - начальное (при εг=1) значение эквивалентной емкости С3;
плотность жидкой и паровой фаз определяют по формулам соответственно
где А - постоянная для каждого вещества величина, уровень жидкости определяют по формуле
где I -диапазон измерений уровня;
объем жидкой и паровой фаз - по формулам соответственно
где S - площадь поперечного сечения емкости,
Vo - объем емкости,
массу жидкой и газовой фаз - по формулам соответственно
где Vж и Vг объем жидкой и паровой фаз соответственно. Однако данный способ имеет низкую точность измерения массы, обусловленную рядом существенных недостатков.
Первым недостатком является невысокая точность измерения уровня. Это подтверждается тем, что система измерения уровня, реализованная с использованием описанного выше патента (СУ-5Д ТСЩ.000.115ТУ) в с соответствии с описанием типа средств измерений регистрационный №17792-04 от 26.10.2004 г., утвержденным ВНИИМ им. Д.И.Менделеева, имеет предел допускаемой абсолютной основной погрешности измерений уровня ±3 мм, что, соответственно, влечет за собой пропорциональную погрешность измерений массы.
Вторым недостатком является большая погрешность измерений плотности, т.к. в приведенных выше формулах расчета плотности имеется функция свойств компонентов «А», но в способе не предусмотрено устройство для определения компонентного состава СУГ. Измерение этого параметра классическими хроматографическими методами в соответствии с ГОСТ 10679-76 «Газы углеводородные сжиженные. Метод определения углеводородного состава» требует наличия специальной оборудованной лаборатории и длительного времени. Использование усредненного значения коэффициента «А» приведет к большим погрешностям, т.к. в соответствием с ГОСТ Р52087-2003 «Газы углеводородные сжиженные топливные. Технические условия» массовая доля компонентов может изменяться в пределах ±10% и более для разных марок СУГ, а в ГОСТ 20448-90 «Газы углеводородные сжиженные топливные для коммунально-бытового потребления. Технические условия» вообще не регламентируется по точности (указывается величина не менее, чем…).
Третьим недостатком является погрешность измерений, вызванная наличием воды и паров воды в резервуаре. Вода попадает в резервуар вместе с СУГ, а также конденсируется из воздуха. Как показывает опыт эксплуатации резервуаров с СУГ вода в большем или меньшем количестве присутствует всегда. Влияние воды описано в статье «О методических погрешностях учета СУГ в резервуарном парке», авторы В.Терешин, А.Совлуков, А.Летуновский, журнал «Автогазозаправочный комплекс», №5, 2006 г. (первые два автора статьи являются авторами рассматриваемого патента). Следует заметить, что емкостные методы, использованные в данном способе измерений массы СУГ, рассчитаны на работу в среде диэлектрических материалов, каковыми и являются СУГ. Вода обладает как диэлектрическими свойствами, так и проводимостью, и ее наличие в резервуаре приводит к очень большим погрешностям измерений, так как диэлектрическая проницаемость СУГ εг≈1,7, а диэлектрическая проницаемость воды εв=81, что примерно в 50 раз больше, при этом измеряемая емкость будет также возрастать, что приведет к искажениям результатов измерений.
Четвертым недостатком является отсутствие контроля величины текущей погрешности измерений, что не позволяет оценить точность измерений массы при приеме, отпуске и хранении СУГ.
Пятым недостатком является отсутствие температурной компенсации размеров датчиков, что тоже вносит дополнительную погрешность измерений.
Указанные недостатки не позволяют считать указанный способ достаточно точным.
Аналогичными недостатками обладают и другие известные технические решения, использующие радиочастотные методы, например метод объединения измерения плотности и диэлектрических параметров для определения объемов жидкостей в резервуарах по патенту Великобритании GB 2409727 (G01V, 11/00) или радиочастотный метод измерения плотности жидкостей и газов путем определения комплексных диэлектрических свойств по патенту Финляндии FI 00102014 (G01N, 22/00).
В качестве прототипа выбирается косвенный метод статических измерений массы жидкости в резервуаре на основе магнитострикционного эффекта, реализованный в системе измерительной «СТРУНА» ТУ 4210-001-23434764-2004. Выбор прототипа обоснован тем, что согласно описанию типа средств измерений рег. №28116-04 от 19.11.2004 г. пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений уровня жидкости составляют ±1 мм, а пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности жидкости для погружных плотномеров составляет ±1 кг/м3. Данные параметры позволяют получить высокую точность измерений массы жидкой фазы СУГ.
Следует отметить удачную конструкцию плотномера для жидкости с низкой плотностью по патенту RU №2308019 (G01N, 9/10), реализованную в системе измерительной «СТРУНА». Указанный плотномер для жидкости с низкой плотностью содержит погруженный в жидкость уравновешенный вертикально перемещающийся поплавок в виде тороида с размещенными в нем магнитами, средство для уравновешивания поплавка в виде цепочек, преобразователь перемещения поплавка в электрический сигнал, помещенный в трубчатый корпус из немагнитного материала, охватываемый тороидальным поплавком, выполненный в виде магнитострикционного волновода с расположенной на нем катушкой считывания и подключенным к нему формирователем импульсов, катушка считывания подключена к входу усилителя-формирователя, выход которого подключен к входу блока обработки сигналов, выход которого подключен к входу формирователя импульсов, уравновешивающие цепочки поплавков прикреплены одним концом к поплавку, а другим концом к фиксатору, жестко закрепленному на корпусе преобразователя перемещения, а количество поплавков и элементов их крепления составляет n штук с расположением их на разной высоте в зависимости от необходимого числа точек измерения плотности жидкости, при этом цепочки выполнены составными и состоят из тяжелой и легкой частей, соединенных последовательно, причем тяжелая часть прикрепляется к фиксатору, жестко закрепленному на корпусе преобразователя, а легкая часть прикрепляется к поплавку. Данный плотномер позволяет с высокой точностью измерять плотность жидкой фазы СУГ. Плотномер, созданный по указанному патенту в составе системы измерительной «СТРУНА» в соответствии с описанием типа средств измерений, имеет пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности ±1 кг/м3. Кроме этого следует отметить, что данный плотномер не критичен к наличию в СУГ воды.
Измерение уровня и плотности в указанной системе основано на измерениях времени распространения ультразвука в магнитострикционном волноводе. Скорость распространения ультразвука в волноводе практически не зависит от давления и влажности. Влияние температуры автоматически компенсируется с помощью специального алгоритма обработки временных интервалов распространения ультразвука.
В волноводе, изготовленном из специальной стальной проволоки с магнитострикционными свойствами и расположенном внутри корпуса из немагнитного материала, производится генерация ультразвуковой волны.
При взаимодействии переменного магнитного поля, создаваемого импульсом тока в волноводе и полем постоянных магнитов, расположенных в поплавках датчиках уровня и плотности, происходит деформация кристаллической структуры волновода, что создает механическую волну, распространяющуюся с ультразвуковой скоростью. Ультразвуковая волна, возникающая в местах расположения магнитов, распространяется по волноводу в обоих направлениях от места возникновения. В верхней части волновода ультразвуковые волны вследствие обратного магнитострикционного эффекта преобразуются катушкой считывания в электрические импульсы и затем гасятся демпфером. Указанные импульсы поступают в усилитель-формирователь, где преобразуются в прямоугольную форму, и затем поступают в блок измерения плотности и блок измерения уровня. Промежуток времени между моментом генерации ультразвуковой волны и ее преобразованием в электрические импульсы пропорционален измеряемому расстоянию, т.е. положению поплавков. При этом моменты преобразования ультразвуковых волн в электрические импульсы разнесены по времени, и анализ количества импульсов и соответствующих промежутков времени позволяет определить положение каждого поплавка и таким образом измерить уровень и плотность жидкости. Более подробно описание работы изложено в патентах RU №2138028 (G01F 23/68, G01N 9/10, 1998 г.) и RU №2285908 (G01F 23/68, G01N 9/10, 2005 г.).
Косвенный метод статических измерений массы жидкости в резервуаре позволяет измерять массу жидкости в резервуаре, но он не учитывает того факта, что СУГ в резервуаре представляет собой замкнутую двухфазную систему: жидкая фаза - паровая фаза. В связи с этим непосредственное использование этого способа для измерения массы СУГ приводит к большим погрешностям измерений.
Следует отметить, что при использовании поплавка уровня наблюдается методическая погрешность, вызванная зависимостью глубины погружения поплавка от плотности жидкой и паровой фазы. Этот факт упоминается в указанной выше статье «О методических погрешностях учета СУГ в резервуарном парке», авторы В.Терешин, А.Совлуков, А.Летуновский, журнал «Автогазозаправочный комплекс», №5, 2006 г.
Зависимость глубины погружения поплавка уровня от плотности жидкости учтена в патенте RU №2285908 (G01F 23/68, G01N 9/10) и реализована в прототипе, но это является только частью решения по уменьшению величины погрешности.
Известны варианты установки датчиков давления в верхней части резервуара, например в прототипе, для контроля давления паровой фазы СУГ (практически датчики или манометры стоят на каждом резервуаре с СУГ по правилам техники безопасности), но они не используются для измерения плотности паровой фазы СУГ.
Кроме этого в прототипе не предусмотрена оценка величины погрешности в процессе измерений и возможностей минимизации величины погрешности путем выдачи рекомендаций по величине минимального допустимого уровня при хранении продукта и величины минимального изменения уровня при приеме и отпуске продукта, позволяющие обеспечивать заданную величину погрешности измерений.
Задачей, на решение которой направлено изобретение, является создание способа, который позволяет измерять массу СУГ с высокой точностью, осуществлять в процессе работы при хранении, приеме и отпуске СУГ оперативный динамический контроль погрешности измерений и выдавать рекомендации по величине минимального допустимого уровня при хранении продукта и величины минимального изменения уровня при приеме и отпуске продукта, позволяющие обеспечивать заданную величину погрешности измерений.
Для получения достоверных результатов измерения массы СУГ необходимо знать плотность паровой фазы СУГ.
Для определения плотности паровой фазы СУГ необходимо знать компонентный состав СУГ. В реальных условиях состав поступающего с завода-изготовителя СУГ указывается в паспорте. Но поступающий СУГ в каждой партии отличается от предыдущих поставок. В резервуарах хранилища принимаемый СУГ смешивается с остатком, и состав смеси становится неопределенным. Его можно определить хроматографическим методом, изложенным в ГОСТ 10679-76. Однако этот метод требует специально оборудованной дорогостоящей лаборатории и занимает много времени. Как известно из [8], параметры смеси СУГ приближенно пропорциональны концентрациям и параметрам отдельных компонентов. Следовательно, можно судить об условном компонентном составе (с достаточной точностью для эксплуатационных нужд), т.е. узнать параметры смеси, а не каждого углеводорода в отдельности. Это дает возможность объединить этан, этилен, пропан и пропилен в группу псевдопропана, а бутаны, бутилены и пентаны в группу н-псевдобутана. Тогда можно определить псевдосостав реальной смеси СУГ, считая ее смесью пропана и н-бутана. Данное обобщение принято в предлагаемом устройстве для определения плотности паровой фазы СУГ.
Предметом изобретения является способ измерения массы СУГ в резервуаре с использованием косвенного метода статических измерений, при котором измеряются уровень жидкой фазы СУГ с помощью магнитострикционного датчика уровня, средняя плотность жидкой фазы СУГ с помощью многоточечного магнитострикционного датчика плотности, средняя температура жидкой фазы СУГ с помощью датчиков температуры, рассчитывается объем жидкой фазы СУГ по измеренному значению уровня и средней температуры жидкой фазы СУГ с использованием градуировочной таблицы резервуара, рассчитывается масса жидкой фазы СУГ как произведение объема и средней плотности жидкой фазы СУГ, измеряется давление паровой фазы СУГ с помощью датчика давления, по измеренным значениям средней плотности и средней температуры жидкой фазы СУГ определяется условный компонентный состав жидкой и паровой фазы СУГ, измеряется средняя температура паровой фазы СУГ с помощью датчиков температуры, по измеренным значениям давления и средней температуры, условного компонентного состава паровой фазы СУГ рассчитывается средняя плотность паровой фазы СУГ, учитывается влияние паровой фазы СУГ на глубину погружения поплавка датчика уровня и корректируются значения объема и массы жидкой фазы СУГ, по измеренным значениям уровня и средней температуры паровой фазы СУГ с использованием градуировочной таблицы резервуара определяется объем паровой фазы СУГ, рассчитывается масса паровой фазы СУГ как произведение объема и средней плотности паровой фазы СУГ, рассчитывается полная масса СУГ как сумма масс жидкой фазы с коррекцией и паровой фаз СУГ, автоматически осуществляется динамический контроль относительной погрешности измерений, включающий расчет величины относительной погрешности измерений, сравнение ее с заданной величиной и определение рекомендуемых значений минимального допустимого уровня при хранении СУГ и минимального изменения уровня при приеме и отпуске СУГ, обеспечивающих соблюдение требований по заданной величине погрешности измерений, а полученные результаты выводятся на устройство отображения для удобства работы оператора.
Техническим результатом является измерение массы СУГ с высокой точностью, получение в процессе хранения, приема и отпуска СУГ величины погрешности измерений массы СУГ, рекомендуемых значений минимального допустимого уровня при хранении СУГ и минимального изменения уровня при приеме и отпуске СУГ, обеспечивающих соблюдение требований по величине заданной погрешности измерений.
На фиг.1 представлен алгоритм способа измерения массы СУГ в резервуаре.
На фиг.2 представлен алгоритм вычисления средней плотности паровой фазы СУГ.
На фиг.3 представлен пример реализации способа для измерения массы СУГ в резервуаре.
На фиг.4 представлено расположение датчиков в резервуаре в качестве примера реализации.
Как видно из фиг.1, последовательность действий при осуществлении способа измерений массы продукта в резервуаре следующая:
- после начала работы происходит считывание градуировочных таблиц резервуара;
- осуществляется считывание параметров, полученных из используемой измерительной системы: уровень, плотность жидкой фазы СУГ, температура жидкой и паровой фазы СУГ, давление паровой фазы СУГ;
- производится расчет средней плотности паровой фазы СУГ;
- производится коррекция измерения уровня жидкой фазы СУГ (глубина погружения поплавка);
- производится циклический расчет массы продукта и погрешности ее измерения, сравнение полученной погрешности с заданной величиной;
- производится циклический расчет рекомендуемых значений минимального допустимого уровня при хранении продукта и минимального изменения уровня при приеме и отпуске продукта, при которых величина погрешности измерений массы не превышает заданную;
- полученные результаты расчета циклически выводятся на устройство отображения.
В расчете средней плотности паровой фазы, алгоритм которого изображен на фиг.2, приняты следующие обозначения:
tж.cp.i - средняя температура жидкой фазы СУГ;
ρж.cp.i - средняя плотность жидкой фазы СУГ;
gnp - массовое содержание пропана в жидкой фазе СУГ;
xnp.i - молярное содержание пропана в долях единицы для жидкой фазы СУГ;
rnp.i - молярное содержание пропана в долях единицы для паровой фазы СУГ;
Rсм.i - удельная газовая постоянная смеси пропана и бутана;
Рср.кр.i -среднекритическое давление паровой фазы СУГ;
Тср.кр.i - среднекритическая температура паровой фазы СУГ;
Pприв.i - приведенное давление паровой фазы СУГ;
Tприв.i - приведенная температура паровой фазы СУГ;
ki - коэффициент сжимаемости паровой фазы СУГ.
В процессе расчета используются настроечные параметры, включающие в себя значение заданной допускаемой относительной погрешности измерений и необходимые технологические константы (параметры) продукта, резервуара и измерительной системы.
Соблюдение рекомендуемых значений уровня позволит оператору избежать ошибок при хранении, приеме и отпуске СУГ в части превышения допустимых значений погрешности измерений.
Способ для измерения массы СУГ в резервуаре может быть реализован с использованием измерительного устройства или системы, измеряющей уровень, среднюю плотность и температуру, а также давление СУГ в резервуаре, корректора погружаемости поплавка уровня, выполненного на микропроцессоре, устройства расчета массы СУГ и динамического контроля погрешности измерений, выполненного на микропроцессоре, и устройства отображения, которое может быть как самостоятельным конструктивным элементом, так и объединяться с дисплеем измерительной системы. Пример реализации схематично представлен на фиг.3. Пример расположения датчиков в резервуаре представлен на фиг.4.
Цифрами на фиг.3 и фиг.4 обозначены:
1 - резервуар;
2 - измерительная система;
3 - устройство расчета массы и динамического контроля погрешности измерений;
4 - корректор уровня;
5 - файл «Точностные характеристики средств измерений»;
6 - файл «Градуировочные параметры резервуара»;
7 - устройство отображения.
8 - жидкая фаза СУГ;
9 - паровая фаза СУГ;
10 - датчик уровня и температуры;
11 - многоточечный погружной датчик плотности;
12 - датчик давления паровой фазы СУГ.
Устройство содержит измерительную систему 2, например систему измерительную «СТРУНА» (СИ) с плотномером по патенту RU №2308019, описанному выше, измеряющую уровень, температуру (с помощью датчика уровня и температуры 10), среднюю плотность жидкой фазы СУГ (с помощью многоточечного погружного датчика плотности 11), давление СУГ в резервуаре 1 (с помощью датчика давления паровой фазы СУГ 12), устройство отображения 7, корректор уровня 4 и устройство расчета массы и динамического контроля погрешности измерений 3, первый вход которого соединен с выходом СИ и первым входом корректора уровня, второй вход соединен с выходом корректора уровня, первый выход соединен со вторым входом корректора уровня, второй выход соединен с входом блока отображения, по третьему входу устройства расчета массы и динамического контроля погрешности измерений 3 вводятся точностные характеристики средств измерений с помощью файла 5 и градуировочные параметры резервуара с помощью файла 6.
Внутри трубы датчика уровня установлены датчики температуры, причем те из них, которые находятся в жидкой фазе СУГ 8, используются для определения средней температуры жидкой фазы СУГ 8, а те, которые находятся над уровнем жидкой фазы 8, т.е. в паровой фазе 9, используются для определения средней температуры паровой фазы СУГ 9.
Далее представлен порядок расчета массы СУГ в стальном резервуаре и циклического сравнения полученных результатов с величиной заданной погрешности на базе предлагаемого способа для измерения массы СУГ.
Для обеспечения достоверных показаний измерений уровня жидкой фазы СУГ производится коррекция следующим образом.
Уравнение равновесия поплавка уровня без коррекции имеет следующий вид:
где М - масса поплавка уровня;
Н′П - глубина погружения поплавка уровня без коррекции;
S - площадь сечения поплавка;
ρж.ср.i - средняя плотность жидкой фазы СУГ.
Глубина погружения поплавка уровня без коррекции вычисляется по формуле:
Уравнение равновесия поплавка уровня с коррекцией по паровой фазе имеет вид:
где НП - глубина погружения поплавка уровня с коррекцией;
ρn.cp.i - средняя плотность паровой фазы СУГ, (определяется по методике, изложенной ниже в п.4, а алгоритм вычисления средней плотности представлен на фиг.2);
V - объем поплавка.
Глубина погружения поплавка уровня с коррекцией:
В показания уровня необходимо ввести поправку, рассчитанную по формуле:
Параметры плотности, температуры и давления от датчиков СИ, расположенных в резервуаре, и откорректированного значения уровня поступают в устройство расчета массы и динамического контроля погрешности измерений, где производится их обработка следующим образом:
1. Объем жидкой фазы СУГ вычисляется по формуле:
где Vж.20i - объем жидкой фазы СУГ в резервуаре на измеряемом уровне Нi, определяемый по градуировочной таблице резервуара, составленной при температуре 20°С;
αст - температурный коэффициент линейного расширения материала стенки резервуара (из паспорта на резервуар), для стали αст=12,5×10-6 1/°С;
tж.cp.i - средняя температура жидкой фазы СУГ в градусах Цельсия.
2. Объем паровой фазы СУГ вычисляется по формуле:
где V20макс - полный объем резервуара при температуре 20°С (из паспорта на резервуар);
tn.cp.i - средняя температура паровой фазы СУГ в градусах Цельсия.
Величина tn.cp.i определяется как среднеарифметическое значение температуры точечных датчиков, расположенных в паровой фазе СУГ.
Масса жидкой фазы СУГ вычисляется по формуле:
где ρж.cp.i - средняя плотность жидкой фазы СУГ.
3. Масса паровой фазы СУГ вычисляется по формуле:
где ρn.cp.i - средняя плотность паровой фазы СУГ.
Средняя плотность паровой фазы СУГ вычисляется по формуле:
где Pi - давление в резервуаре;
PA - атмосферное давление, принимается равным 101,3 кПа;
Rсм.i - удельная газовая постоянная смеси пропана и бутана;
ki - безразмерный коэффициент сжимаемости;
tA=273,15°С.
Расчет Rсм.i и ki осуществляется следующим образом:
4.1. Массовое содержание пропана в жидкой фазе СУГ gnp вычисляется по формуле:
где ρnp.i и ρδ.i - плотности сжиженных пропана и н-бутана соответственно при температуре tж.cp.i определяются по таблице 1 методом линейной интерполяции.
| Таблица 1 - Плотность углеводородов в жидком состоянии [2] | ||
| Температура, °С | Плотность, кг/м3 | |
| Пропан | н-Бутан | |
| -50 | 590,9 | 651,1 |
| -45 | 585,2 | 646,4 |
| -40 | 579,4 | 641,5 |
| -35 | 573,7 | 636,7 |
| -30 | 567,7 | 631,7 |
| -25 | 561,6 | 626,8 |
| -20 | 555,5 | 621,8 |
| -15 | 549,3 | 616,6 |
| -10 | 542,9 | 611,5 |
| -5 | 536,4 | 606,6 |
| 0 | 529,7 | 601,0 |
| 5 | 522,8 | 595,7 |
| 10 | 515,8 | 590,2 |
| 15 | 508,6 | 584,6 |
| 20 | 501,1 | 578,9 |
| 25 | 493,4 | 573,2 |
| 30 | 485,5 | 567,3 |
| 35 | 477,5 | 561,3 |
| 40 | 468,9 | 555,2 |
| 45 | 460,4 | 549,0 |
| 50 | 451,3 | 542,6 |
4.2. Молярное содержание пропана в долях единицы для жидкой фазы СУГ вычисляется по формуле:
где Мпр - молекулярная масса пропана, равна 44,097 кг/кмоль;
Mб - молекулярная масса н-бутана, равна 58,124 кг/кмоль.
4.3. Молярное содержание пропана в долях единицы для паровой фазы СУГ вычисляется по формуле:
где Pnp.i - давление насыщенных паров пропана при температуре tж.cp.i, определяется по таблице 2 методом линейной интерполяции;
Pδ.i - давление насыщенных паров н-бутана при температуре tж.cp.i, определяется по таблице 2 методом линейной интерполяции.
Таблица 2 - Давление насыщенных паров [1]
| Температура, °С | Давление насыщенных паров, кПа (абс.) | |
| Пропан | н- Бутан | |
| -40 | 109 | 16* |
| -35 | 134 | 19* |
| -30 | 164 | 27* |
| -25 | 197 | 35* |
| -20 | 236 | 43* |
| -15 | 285 | 56 |
| -10 | 338 | 68 |
| -5 | 399 | 84 |
| 0 | 466 | 102 |
| 5 | 543 | 123 |
| 10 | 629 | 146 |
| 15 | 725 | 174 |
| 20 | 833 | 205 |
| 25 | 951 | 240 |
| 30 | 1080 | 280 |
| 35 | 1226 | 324 |
| 40 | 1382 | 374 |
| 45 | 1552 | 429 |
| 50 | 1740 | 490 |
| 55 | 1943 | 557 |
* - данные в [1] отсутствуют, получены интерполяцией.
4.4. Удельная газовая постоянная паровой фазы СУГ вычисляется по формуле:
где 
- универсальная газовая постоянная, равна 8314
4.5. Среднекритические давление и температура паровой фазы СУГ вычисляются по формулам:
где Рпр.кр=4246 кПа - критическое давление пропана;
Рб.кр=3800 кПа - критическое давление н-бутана;
Тпр.кр=369,8 К - критическая температура пропана;
Тб.кр=425,2 К - критическая температура н-бутана.
Примечание. Значения критических параметров взяты из [3].
4.6. Приведенные давление и температура паровой фазы СУГ вычисляются по формулам:
4.7. Коэффициент сжимаемости ki паровой фазы СУГ вычисляется по таблице 3 методом линейной интерполяции.
5. Масса СУГ в резервуаре вычисляется по формуле:
где mж.i - масса жидкой фазы СУГ;
mn.i - масса паровой фазы СУГ.
6. Масса отпущенного или принятого СУГ, кг, вычисляется по формуле:
где mi - масса СУГ в начале операции приема или отпуска;
mi+1 - масса СУГ в конце операции приема или отпуска.
7. Относительная погрешность измерений массы СУГ в режиме вычисляется по формуле:
где 
δN - относительная погрешность вычислений;
δK - относительная погрешность составления градуировочной таблицы;
Кф - коэффициент, учитывающий геометрическую форму резервуара, вычисляется по формулам:
а) для жидкой фазы СУГ
где ΔV20i - объем, приходящийся на 1 мм высоты наполнения резервуара на измеряемом уровне наполнения Нi (определяется по градуировочной таблице резервуара);
б) для паровой фазы СУГ
где Нмакс - максимальная высота резервуара (для горизонтального резервуара равна его диаметру);
δHж.i - относительная погрешность измерений уровня жидкой фазы СУГ, вычисляется по формуле:
где ΔН- абсолютная погрешность измерений уровня;
δHn.i - относительная погрешность измерений уровня паровой фазы СУГ (отсчет от верхнего края резервуара), вычисляется по формуле:
δρж.cp.i - относительная погрешность измерений средней плотности жидкой фазы СУГ, вычисляется по формуле:
где Δρ - абсолютная погрешность измерений средней плотности жидкой фазы СУГ;
δρn.cp.i - относительная погрешность измерений средней плотности паровой фазы СУГ, вычисляется по формуле:
где δPi -относительная погрешность измерений давления паровой фазы СУГ, вычисляется по формуле:
где γP - приведенная погрешность измерений давления;
PB - верхний предел измерений давления;
δtn.cp.i - относительная погрешность измерений температуры паровой фазы СУГ, вычисляется по формуле:
где Δt - абсолютная погрешность измерений температуры паровой фазы СУГ;
δNK - относительная погрешность расчета компонентного состава паровой фазы СУГ.
8. Относительная погрешность измерений массы принятого или отпущенного СУГ вычисляется по формуле:
9. Минимальный уровень СУГ Нmin, для режима хранения, выше которого погрешность измерений массы находится в пределах, заданных пользователем, вычисляется следующим образом.
Задаются значения уровня СУГ Hi, с шагом 1 мм, начиная с минимального, и вычисляется погрешность измерений массы СУГ δmi, по формуле 21. Как только значение δmi станет меньше заданных пользователем пределов погрешности, расчет заканчивается. Расчет производится для плотности ρж.ср.i.
10. Уровень СУГ после завершения операции приема (отпуска) Hi+1, ниже (выше) которого погрешность измерений массы принятого (отпущенного) СУГ, находится в пределах, заданных пользователем, вычисляется следующим образом.
Значение Нi увеличивается (при приеме) или уменьшается (при отпуске) с шагом 1 мм и рассчитывается значение mI+1 по формуле 19, mO по формуле 20, δmO по формуле 32. Как только значение δmO станет меньше пределов погрешности, заданных пользователем, расчет заканчивается. Расчет производится для плотности ρж.ср.i.
Полученные результаты вычислений массы СУГ, величины погрешности измерений и рекомендуемых значений минимального допустимого уровня при хранении продукта и минимального изменения уровня при приеме и отпуске СУГ, обеспечивающие соблюдение требований по величине погрешности измерений, выводятся на устройство отображения.
На предприятии-заявителе был изготовлен макет на базе системы измерительной «СТРУНА», в котором реализован заявляемый способ для измерения массы топливных сжиженных углеводородных газов. Результаты испытаний полностью подтвердили правильность предлагаемого решения. В процессе испытаний отмечено удобство работы оператора при хранении, приеме и отпуске СУГ.
Источники информации
[1] Стаскевич Н.Л., Вигдорчик Д.Я. Справочник по сжиженным углеводородным газам. Л.: Недра, 1986 г., 543 стр.
[2] ГОСТ 28656-90. Газы углеводородные сжиженные. Расчетный метод определения плотности и давления насыщенных паров.
[3] Рид Р., Праусниц Дж., Шервуд Т. Свойства газов и жидкостей. Л.: Химия, 1982 г., 592 стр.
[4] ГОСТ Р52087-3003. Газы углеводородные сжиженные топливные. Технические условия.
[5] ГОСТ 20448-90. Газы углеводородные сжиженные топливные для коммунально-бытового потребления. Технические условия.
[6] «Контроль уровня сжиженных углеводородных газов с помощью емкостных приборов» Атаянц, Пещенко, Северин, журнал «Газовая промышленность», 1897 г., №6, стр.25-28.
[7] «О методических погрешностях учета СУГ в резервуарном парке», авторы В.Терешин, А.Совлуков, А.Летуновский, журнал «Автогазозаправочный комплекс», №5, 2006 г., стр.24-28.
[8] Преображенский Н.И. Сжиженные углеводородные газы. Л.: Недра, 1975 г., 279 стр.
[9] ГОСТ 10679-76. Газы углеводородные сжиженные. Метод определения углеводородного состава.
Способ измерения массы топливных сжиженных углеводородных газов (СУГ) в резервуаре с использованием косвенного метода статических измерений, при котором измеряются уровень жидкой фазы СУГ с помощью магнитострикционного датчика уровня, средняя плотность жидкой фазы СУГ с помощью многоточечного магнитострикционного датчика плотности, средняя температура жидкой фазы СУГ с помощью датчиков температуры, рассчитывается объем жидкой фазы СУГ по измеренному значению уровня и средней температуры жидкой фазы СУГ с использованием градуировочной таблицы резервуара, рассчитывается масса жидкой фазы СУГ как произведение объема и средней плотности жидкой фазы СУГ, измеряется давление паровой фазы СУГ с помощью датчика давления, отличающийся тем, что по измеренным значениям средней плотности и средней температуры жидкой фазы СУГ определяется условный компонентный состав жидкой и паровой фазы СУГ, измеряется средняя температура паровой фазы СУГ с помощью датчиков температуры, по измеренным значениям давления и средней температуры паровой фазы СУГ рассчитывается средняя плотность паровой фазы СУГ, учитывается влияние паровой фазы СУГ на глубину погружения поплавка датчика уровня и корректируются значения объема и массы жидкой фазы СУГ, по измеренным значениям уровня и средней температуры паровой фазы СУГ с использованием градуировочной таблицы резервуара определяется объем паровой фазы СУГ, рассчитывается масса паровой фазы СУГ как произведение объема и средней плотности паровой фазы СУГ, рассчитывается полная масса СУГ как сумма масс жидкой фазы с коррекцией и паровой фазы СУГ, автоматически осуществляется динамический контроль относительной погрешности измерений, включающий расчет величины относительной погрешности измерений, сравнение ее с заданной величиной и определение рекомендуемых значений минимального допустимого уровня при хранении СУГ и минимального изменения уровня при приеме и отпуске СУГ, обеспечивающих соблюдение требований по заданной величине погрешности измерений, а полученные результаты выводятся на устройство отображения для удобства работы оператора.
