Способ учета сжиженных углеводородных газов при хранении в резервуарах

Изобретение относится к области учета сжиженных углеводородных газов (далее - СУГ) и, в частности, к измерениям массы СУГ при хранении на автомобильных газозаправочных станциях (далее - АГЗС) и многотопливных автозаправочных станциях (далее - МАЗС). Способ учета сжиженных углеводородных газов (СУГ), хранимых в резервуаре, содержит этапы, на которых: определяют компонентный состав СУГ с помощью средства хроматографического анализа и определяют молекулярные массы µ определенных компонентов с помощью блока обработки. Затем измеряют значение плотности ρж жидкой фазы компонентов, входящих в состав СУГ с помощью средства измерения плотности; определяют уровень H раздела фаз СУГ в резервуаре с помощью средства измерения уровня раздела фаз. Далее определяют температуру tж жидкой фазы СУГ и температуру tп паровой фазы СУГ в резервуаре с помощью датчиков температуры. Затем измеряют значение плотности ρп паровой фазы компонентов, входящих в состав СУГ, с помощью средства измерения плотности или определяют плотность ρп паровой фазы компонентов, входящих в состав СУГ, по компонентному составу и значению температуры жидкой фазы СУГ в резервуаре с помощью блока обработки. Далее определяют по значению уровня H раздела фаз СУГ в резервуаре соответствующее этому уровню значение объема Vж20 жидкой фазы СУГ в резервуаре на измеряемом уровне H с использованием заранее известной градуировочной таблицы резервуара, составленной при температуре 20°C, при помощи блока обработки и вычисляют объем Vж(tж) жидкой фазы СУГ в резервуаре при температуре tж по формуле Vж(tж)=Vж20·[1+2·αст·(tж-20)] при помощи блока обработки, определяют объем паровой фазы СУГ в резервуаре при определенной температуре tп паровой фазы СУГ как разность полной вместимости резервуара при упомянутой температуре и объема жидкой фазы СУГ в резервуаре при упомянутой температуре по формуле Vп(tп)=VД20рез·[1+2·αст·(tп-20)]-Vж(tж), где VД20рез - заранее известная действительная вместимость резервуара при температуре 20°C. Затем вычисляют массу Mж жидкой фазы СУГ как произведение объема Vж(tж) жидкой фазы в резервуаре на измеренное значение плотности ρж жидкой фазы СУГ, вычисляют массу Mп паровой фазы СУГ как произведение объема Vп(tп), занимаемого паровой фазой СУГ в резервуаре, на измеренное или определенное значение плотности ρп паровой фазы СУГ, определяют общую массу M0 СУГ в резервуаре посредством суммирования массы Mж жидкой фазы и массы Mп паровой фазы СУГ в резервуаре. Техническим результатом является повышение точности учета СУГ при хранении в резервуарах. 3 з.п. ф-лы, 7 табл.

 

Область техники, к которой относится изобретение

Изобретение относится к области учета сжиженных углеводородных газов (далее - СУГ) и, в частности, к измерениям массы СУГ при хранении на автомобильных газозаправочных станциях (далее - АГЗС) и многотопливных автозаправочных станциях (далее - МАЗС).

Уровень техники

Учет углеводородов всегда являлся важным аспектом при их хранении и реализации, поэтому было разработано множество способов и средств для его осуществления.

Из уровня техники известно выбранное в качестве прототипа решение (RU 115090 «Устройство коммерческого учета углеводородного топлива», опубл. 20.04.2012), которое описывает способ, осуществляемый устройством коммерческого учета углеводородного топлива, это решение относится к средствам одновременного контроля физических и экономических параметров углеводородного топлива и позволяет повысить качество и полноту контроля углеводородного топлива, транспортируемого по трубопроводам или хранящегося в стационарных резервуарах. Устройство коммерческого учета углеводородного топлива выполнено на основе, по меньшей мере, одного программируемого логического контроллера и содержит модули ввода-вывода, связанные с выходом, по меньшей мере, одного датчика, контактирующего с углеводородным топливом; коммуникационный процессорный модуль, подключенный через промышленную сеть передачи данных к средствам интерфейса; запоминающий модуль, центральный процессорный модуль на основе высокоскоростного логического процессора и включающий в себя блоки средств контроля измерительных каналов и формирования учетной информации, относящейся к углеводородному топливу. Причем устройство коммерческого учета углеводородного топлива выполнено на основе, по меньшей мере, одного программируемого логического контроллера с монтажом модулей на профильной шине, содержит модули ввода-вывода, связанные с выходом, по меньшей мере, одного датчика, контактирующего с углеводородным топливом и выбранного из перечня, включающего: объемный расходомер, массовый расходомер, датчик температуры, датчик давления, датчик влажности, датчик плотности, датчик вязкости, уровнемер и/или датчик гидростатического давления.

Однако в данном решении не раскрывается учет неодинаковых температур жидкой и газовой составляющих СУГ в резервуарах, что приводит к снижению точности учета СУГ при хранении в резервуарах.

Также из уровня техники известно решение, раскрытое в патенте RU 2262667 «Способ определения физических параметров сжиженного газа в емкости» (опубл. 20.10.2005), предложенное изобретение может быть использовано в различных технологических системах, связанных с наливом и сливом жидкостей, в частности сжиженных углеводородных газов в системах газоснабжения. Цель изобретения - расширение диапазона измерения в сторону нижней границы. Устройство содержит три конденсатора 1-3, жестко закрепленных в горловине 5 резервуара 6, и измерительный блок 7. Конденсаторы 1 и 2 служат для калибровки прибора, причем конденсатор 1 находится в паровом пространстве резервуара 6, а конденсатор 2 размещен в жидкой среде. При этом конденсаторы 1, 2 выполнены плоскими, установлены горизонтально и жестко закреплены на верхнем и нижнем торцах конденсатора 3. Вертикально расположенный коаксиальный конденсатор 3 расположен между калибровочными 1 и 2 и изменяет свою емкость в зависимости от уровня заполнения резервуара 6. Устройство для измерения уровня жидкости может работать в режиме непрерывного измерения во всем диапазоне наполнения резервуара 6 от минимальной до максимальной величины.

Однако в данном решении не раскрывается учет неодинаковых температур жидкой и газовой составляющих СУГ в резервуарах, что приводит к снижению точности учета СУГ при хранении в резервуарах

Раскрытие изобретения.

В одном аспекте изобретения раскрыт способ учета сжиженных углеводородных газов (СУГ), хранимых в резервуаре, содержащий этапы, на которых:

- определяют компонентный состав СУГ с помощью средства хроматографического анализа;

- определяют молекулярные массы µ, определенных компонентов с помощью блока обработки;

- измеряют значение плотности ρж жидкой фазы компонентов, входящих в состав СУГ с помощью средства измерения плотности;

- определяют уровень H раздела фаз СУГ в резервуаре с помощью средства измерения уровня раздела фаз;

- определяют температуру tж жидкой фазы СУГ и температуру tп паровой фазы СУГ в резервуаре с помощью датчиков температуры;

- измеряют значение плотности ρп, паровой фазы компонентов, входящих в состав СУГ, с помощью средства измерения плотности или определяют плотность ρп паровой фазы компонентов, входящих в состав СУГ, по компонентному составу и значению температуры жидкой фазы СУГ в резервуаре с помощью блока обработки;

- определяют по значению уровня Н раздела фаз СУГ в резервуаре соответствующее этому уровню значение объема Vж20 жидкой фазы СУГ в резервуаре на измеряемом уровне H с использованием заранее известной градуировочной таблицы резервуара, составленной при температуре 20°C, при помощи блока обработки;

- вычисляют объем Vж(tж) жидкой фазы СУГ в резервуаре при температуре tж по формуле Vж(tж)=Vж20·[1+2·αст·(tж-20)] при помощи блока обработки,

где αст - температурный коэффициент линейного расширения материала стенки резервуара, принимаемый равным для стали αст=12,5·10-6 1/°C;

- определяют объем паровой фазы СУГ в резервуаре при определенной температуре tп паровой фазы СУГ как разность полной вместимости резервуара при упомянутой температуре и объема жидкой фазы СУГ в резервуаре при упомянутой температуре по формуле

Vп=(tп)=VД20рез·[1+2·αст·(tп-20)]-Vж(tж),

где VД20рез - заранее известная действительная вместимость резервуара при температуре 20°C;

причем температуры жидкой tж и паровой tп фаз СУГ в резервуаре измеряют с помощью датчиков температуры, установленных на трех уровнях резервуара: верхнем, среднем и нижнем;

вычисляют массу Мж жидкой фазы СУГ как произведение объема Vж(tж) жидкой фазы в резервуаре на измеренное значение плотности ρж жидкой фазы СУГ,

вычисляют массу Mп паровой фазы СУГ как произведение объема Vп(tп), занимаемого паровой фазой СУГ в резервуаре, на измеренное или определенное значение плотности ρп паровой фазы СУГ,

определяют общую массу M0 СУГ в резервуаре посредством суммирования массы Мж жидкой фазы и массы Mп паровой фазы СУГ в резервуаре.

В дополнительных аспектах раскрыто, что при вычислении объема жидкой фазы дополнительно учитывают поправку на температурное расширение материала средства измерений уровня раздела фаз СУГ в резервуаре; вычисляют объем Vж(tж) жидкой фазы СУГ в резервуаре при температуре tж по формуле Vж(tж)=Vж20·[1+(2·αстси)·(tж-20)], причем αси - поправка на температурное расширение материала средства измерений уровня раздела фаз СУГ в резервуаре, принимаемая равной для стали αси=12,5·10-6 1/°C.

В дополнительных аспектах раскрыто, что

а) если уровень жидкой фазы СУГ равен верхнему уровню, tж и tп вычисляют следующим образом:

,

tп=tв,

где tcy - температура, измеренная на уровне, соответствующем середине высоты резервуара;

tв - температура, измеренная на верхнем уровне,

tн - температура, измеренная на нижнем уровне,

б) если уровень жидкой фазы СУГ в резервуаре меньше верхнего уровня, но больше или равен половине внутреннего диаметра горизонтального резервуара, tж и tп вычисляют следующим образом

,

tп.cp=tв,

в) если уровень СУГ в резервуаре меньше половины внутреннего диаметра горизонтального резервуара, но больше или равен нижнему уровню, tж и tп вычисляют следующим образом

tж=tн,

,

г) если уровень жидкой фазы СУГ в резервуаре меньше нижнего уровня, tж и tп вычисляют следующим образом

.

В дополнительных аспектах раскрыто, что определяют объем паровой фазы СУГ в резервуаре по формуле Vп(tп)=VД20рез·[1+(2·αстси)·(tп-20)]-Vж(tж), причем αси - поправка на температурное расширение материала средства измерений уровня раздела фаз СУГ в резервуаре, принимаемая равной для стали αси=12,5·10-6 1/°C; вычисляют плотность ρп паровой фазы СУГ по формуле , где P - давление, измеренное датчиком; R - газовая постоянная, Z - фактор сжимаемости, причем фактор сжимаемости Z является известной функцией приведенного давления Рпр и приведенной температуры , где Рпр - приведенное давление, которое вычисляется как отношение давления Р к известному для конкретных компонентов СУГ критическому давлению Pкр; Tпр - приведенная температура, которая вычисляется как отношение абсолютной температуры T СУГ к известной для конкретных компонентов СУГ критической температуре Tкр.

Основной задачей, решаемой заявленным изобретением, является обеспечение высокой точности учета СУГ при хранении в резервуарах.

Сущность изобретения заключается в том, что при измерении массы СУГ через определение объема и плотности СУГ в резервуаре дополнительно учитывается разная температура жидкой и паровой фаз СУГ в резервуаре, которая сказывается на разном расширении частей резервуара, в которых находятся эти две фазы, что должно быть учтено для более точного вычисления общей массы СУГ, хранимых в резервуаре.

Технический результат, достигаемый решением, заключается в повышении точности учета СУГ при хранении в резервуарах и обеспечивается благодаря учету отличия температур жидкой и паровой фаз СУГ в резервуаре, что вызывает разное расширение верхней и нижней частей резервуара.

Осуществление изобретения

Предлагаемое техническое решение относится к горизонтальным цилиндрическим резервуарам, применяемым при проведении учетных операций на АГЗС (МАЗС), при этом очевидно, что они подлежат градуировке и поверке и должны иметь индивидуальные градуировочные характеристики.

В общем случае для измерений массы СУГ на АГЗС применяют следующие методы измерений:

- прямой метод динамических измерений;

- прямой метод статических измерений;

- косвенный метод динамических измерений;

- косвенный метод статических измерений.

Выбор метода измерений массы СУГ на АГЗС осуществляется с учетом возможности технической реализации метода и экономической целесообразности.

В данном описании рассматривается способ измерения массы СУГ в резервуарах АГЗС, выполняемый косвенным методом статических измерений с помощью систем измерений параметров СУГ в горизонтальных цилиндрических градуированных резервуарах АГЗС.

Исходными данными для определения массы СУГ при хранении в резервуарах АГЗС являются по меньшей мере следующие параметры:

- компонентный состав жидкой фазы СУГ (по данным паспорта или по результатам хроматографического анализа) xmi, % массовые;

- молекулярные массы µ и критические параметры Ркр и Ткр индивидуальных углеводородов, входящих в состав СУГ;

- значения плотности жидкой фазы ρж, кг/м3, углеводородов, входящих в состав СУГ;

- значения давления насыщенных паров PS, МПа, углеводородов, входящих в состав СУГ;

- уровень раздела фаз СУГ в резервуаре - H, мм;

- градуировочная таблица резервуара для хранения СУГ;

- температуры жидкой и паровой фаз СУГ в резервуаре - tж и tn, °C;

- избыточное давление паров СУГ в резервуаре - Ризб, кгс/см2 (МПа);

- плотность жидкой фазы СУГ ρж, кг/м3 (при наличии канала измерений плотности жидкой фазы СУГ);

- плотность паровой фазы СУГ ρп, кг/м3 (при наличии канала измерений плотности паровой фазы СУГ).

Уровень раздела фаз СУГ Н в резервуаре измеряют (в зависимости от применяемых средств измерений (СИ)) с помощью известных из уровня техники преобразователей уровня, например:

- магнитострикционного типа (SiteSentinel, Струна, ПМП-201);

- радиочастотного типа (СУ-5Д);

- микроволнового типа (VEGAFLEX 65).

По значению уровня раздела фаз СУГ в резервуаре Н по градуировочной таблице определяют соответствующее этому уровню значение объема Vж20.

Объем жидкой фазы СУГ в резервуаре при фактической температуре вычисляют по формуле

Vж(tж)=Vж20·[1+(2·αстси)·(tж.ср-20)],

где Vж20 - объем жидкой фазы СУГ в резервуаре на измеряемом уровне H, определяемый по градуировочной таблице резервуара, составленной при температуре 20°C, м3;

αст - температурный коэффициент линейного расширения материала стенки резервуара, принимаемый равным для стали αст=12,5·10-6 1/°C;

αси - поправка на температурное расширение материала средства измерений уровня раздела фаз СУГ в резервуаре, принимаемая равной для стали αси=12,5·10-6 1/°С;

tж - температура жидкой фазы СУГ в резервуаре, °C.

Причем учет поправки на температурное расширение материала средства измерений является необязательным.

Объем паровой фазы СУГ в резервуаре при фактической температуре определяют как разность полной вместимости резервуара при фактической температуре и объема жидкой фазы СУГ в резервуаре при фактической температуре по формуле

Vп(tп)=VД20рез·[1+2·αст·(tп-20)]-Vж(tж),

где VД20рез - действительная вместимость резервуара при температуре 20°C (по паспорту резервуара), м3;

tп - температура паровой фазы СУГ в резервуаре, °C.

Величину tп рассчитывают через значения температуры, измеренные по меньшей мере одним датчиком, находящимися в паровой фазе СУГ.

Предпочтительно температуры жидкой tж и паровой tп фаз СУГ в резервуаре измеряют с помощью датчиков температуры, установленных на трех уровнях резервуара: верхнем, среднем и нижнем.

В одном варианте осуществления температуры жидкой tж и паровой tп фаз СУГ, измеряемые по каналу измерения температуры, усредняют по следующим формулам:

а) если уровень жидкой фазы СУГ равен верхнему уровню,

,

tп=tв,

где tcy - температура, измеренная на уровне, соответствующем середине высоты резервуара, °C;

tв - температура, измеренная на верхнем уровне, °C;

tн - температура, измеренная на нижнем уровне, °C,

б) если уровень жидкой фазы СУГ в резервуаре меньше верхнего уровня, но больше или равен половине внутреннего диаметра горизонтального резервуара,

,

tп=tв,

в) если уровень СУГ в резервуаре меньше половины внутреннего диаметра горизонтального резервуара, но больше или равен нижнему уровню,

tж=tн,

,

г) если уровень жидкой фазы СУГ в резервуаре меньше нижнего уровня,

tж=tн,

.

В одном варианте осуществления среднюю плотность жидкой фазы СУГ в резервуаре определяют с помощью преобразователей плотности жидкой фазы СУГ (таких как SiteSentinel, Струна, ПМП-201, СУ-5Д).

При отсутствии или отказе канала измерений плотности плотность жидкой фазы СУГ в резервуаре определяют расчетным методом по компонентному составу и значению температуры жидкой фазы СУГ в резервуаре.

В случае отсутствия СИ плотности на АГЗС плотность жидкой фазы СУГ определяют расчетным путем по компонентному составу и температуре, соответствующей условиям измерения объема жидкой фазы СУГ в резервуаре. Компонентный состав жидкой фазы СУГ в % массовых принимают по данным паспорта качества СУГ или результатам хроматографического анализа.

Плотность многокомпонентной смеси жидкой фазы СУГ при температуре вычисляют по компонентному составу в массовых процентах и величинам плотности индивидуальных углеводородов по формуле

,

где xmi - массовая доля i-го компонента в составе жидкой фазы СУГ, %;

ρжi(tж) - плотность i-го компонента жидкой фазы СУГ при температуре tж, кг/м3;

n - число компонентов жидкой фазы СУГ.

Плотность паровой фазы СУГ в резервуаре определяют с помощью преобразователей плотности паровой фазы СУГ (СУ-5Д).

При отсутствии или отказе канала измерений плотности плотность паровой фазы СУГ в резервуаре определяют расчетным методом по компонентному составу, полученному из условия равновесия фаз СУГ в резервуаре, и значениям температуры и избыточного давления СУГ в резервуаре, измеренным с помощью преобразователей температуры и давления.

Плотность паровой фазы СУГ рассчитывают по формуле

,

где ρп - плотность паровой фазы СУГ, кг/м3;

P - абсолютное давление, МПа;

tп - температура паровой фазы СУГ,°C;

R - газовая постоянная, Дж/(кг·К);

Z - фактор сжимаемости.

Фактор сжимаемости Z является функцией приведенного давления Рпр и приведенной температуры Tпр

,

где Рпр - приведенное давление, которое является безразмерной величиной и вычисляется как отношение абсолютного давления P к критическому давлению Ркр;

Tпр - приведенная температура, которая является безразмерной величиной и вычисляется как отношение абсолютной температуры T к критической температуре Tкр.

Критическое давление Pкр и критическая температура Tкр углеводородных газов, входящих в состав СУГ, известны из справочных источников уровня техники.

Массу жидкой фазы СУГ вычисляют как произведение объема жидкой фазы в резервуаре на измеренное значение плотности жидкой фазы СУГ или расчетное значение плотности, приведенное к условиям измерений объема жидкой фазы СУГ, по формуле

Mж=Vж·ρж,

где Mж - масса жидкой фазы СУГ в резервуаре, кг;

ρж - плотность жидкой фазы СУГ при температуре tж в резервуаре, кг/м3.

Массу паровой фазы СУГ вычисляют как произведение объема, занимаемого паровой фазой СУГ в резервуаре, на измеренное значение плотности паровой фазы СУГ или значение плотности паровой фазы СУГ, полученное расчетным путем, по формуле

Мп=Vп·ρп,

где Mп - масса паровой фазы СУГ в резервуаре, кг;

ρп - плотность паровой фазы СУГ при температуре tп в резервуаре, кг/м3.

Масса СУГ складывается из масс жидкой и паровой фаз СУГ в резервуаре

M=Mж+Mп,

где M - масса СУГ в резервуаре, кг.

По ГОСТ P 52087-2003 производятся 5 марок СУГ: пропан технический (ПТ), пропан автомобильный (ПА), пропан-бутан автомобильный (ПБА), пропан-бутан технический (ПБТ) и бутан технический (БТ).

Требования к компонентному составу и основным физико-химическим свойствам марок СУГ приведены в показанной ниже таблице 1.

При этом при применении сжиженных газов марок ПТ и ПБТ в качестве топлива для автомобильного транспорта массовая доля суммы непредельных углеводородов не должна превышать 6%, а давление насыщенных паров должно быть не менее 0,07 МПа для марок ПТ и ПБТ при температурах минус 30°C и минус 20°C соответственно.

В состав СУГ входят предельные и непредельные углеводороды. Величины молекулярных масс µ и критических параметров Ткр и Ркр для индивидуальных углеводородов, входящих в состав СУГ, приведены в таблице 2.

Состав смеси жидких углеводородов из массовых процентов xm1, xm2, …, xmn в молярные проценты x1, x2, …, xn пересчитывают по формуле

где xmi - массовая доля i-го компонента в составе смеси СУГ, %;

xi - молярная доля i-го компонента в составе смеси СУГ, %;

µi - молекулярная масса i-го индивидуального углеводорода, кг/кмоль.

СУГ в отличие от нефтепродуктов обладают повышенным давлением насыщенных паров, которое входит в число нормируемых показателей ГОСТ P 52087-2003. Рабочее давление в технологическом оборудовании для транспортировки, хранения и распределения СУГ составляет 16 кгс/см2 (1,6 МПа).

Для целей учета СУГ в единицах массы необходимо располагать надежными методами определения плотности жидкой и паровой фаз СУГ как инструментальными, так и расчетными методами.

Плотность многокомпонентной смеси жидкой фазы СУГ при температуре t вычисляют по компонентному составу в массовых процентах и величинам плотности жидкой фазы индивидуальных углеводородов по формуле

,

где xmi - массовая доля i-го компонента в составе смеси, %;

ρжi(t) - плотность жидкой фазы i-го компонента СУГ при температуре t, кг/м3 (см. данные в таблице 1 в диапазоне -50≤t≤+50°C);

n - число компонентов жидкой фазы СУГ.

Плотность паровой фазы СУГ рассчитывают по формуле

,

где ρn - плотность паровой фазы СУГ, кг/м3;

P - абсолютное давление, МПа;

tn - температура паровой фазы СУГ, °C;

R - газовая постоянная, Дж/(кг·К);

Z - фактор сжимаемости.

Фактор сжимаемости Z является функцией приведенного давления Рпр и приведенной температуры Тпр

и может быть определен по известным из справочных графиков и таблиц.

Давление насыщенных паров - это давление, при котором жидкость и пар в замкнутом (герметичном) объеме при определенной температуре находятся в равновесном состоянии.

Давление насыщенных паров СУГ входит в число показателей, нормируемых ГОСТ Р 52087 (см. таблицу 1).

Компонентный состав паровой фазы, находящейся в равновесном состоянии с жидкой фазой СУГ в резервуаре, определяют по формуле

,

где yi, - молярная доля i-го компонента в составе паровой фазы СУГ, %;

xi - молярная доля i-го компонента в составе жидкой фазы СУГ, %;

P - абсолютное давление, под которым находится смесь СУГ, МПа, является суммой парциальных давлений входящих в состав СУГ компонентов

,

Pi - парциальное давление i-го компонента смеси СУГ, МПа;

Psi - давление насыщенных паров i-го компонента СУГ, МПа;

n - число компонентов, входящих в состав СУГ.

Из справочных источников уровня техники можно узнать значения давления насыщенных паров Ps индивидуальных углеводородов, входящих в состав СУГ, в диапазоне температур -50≤t≤+50°C (223,15≤T≤323,15 K).

Для многокомпонентного состава паровой фазы СУГ значения среднемолекулярной массы µсм, псевдокритической температуры Tпк и псевдокритического давления Pпк рассчитывают по формулам

,

,

,

где Тпк, Ткр i - псевдокритическая температура и критическая температура i-го компонента паровой фазы СУГ, K;

Pпк, Ркр i - псевдокритическое давление и критическое давление i-го компонента паровой фазы СУГ, МПа;

µi, µсм - молекулярные массы i-го компонента и смеси паров СУГ соответственно, кг/кмоль;

yi - молярная доля i-го компонента в составе паровой фазы СУГ, %;

n - число компонентов паровой фазы СУГ.

Рассмотрим пример расчета параметров многокомпонентных смесей жидкой и паровой фаз СУГ при температурах:

t=-5°C - для осенне-зимнего периода;

t=15°C - для весенне-летнего периода.

Компонентный состав жидкой фазы СУГ в % массовых:

Плотность жидкой фазы СУГ при температурах -5°C и 15°C рассчитывают по формуле (2)

При расчете пределов относительной погрешности измерений массы СУГ используется коэффициент объемного расширения жидкой фазы СУГ βt20, величина которого вычисляется методом последовательных приближений из выражения

где CTLρ - поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры на объем жидкой фазы СУГ;

βt20 - коэффициент объемного расширения жидкой фазы СУГ, 1/°C.

В таблице 3 представлены результаты расчета коэффициента объемного расширения жидкой фазы СУГ, компонентный состав которого указан выше.

В критической точке удельные объемы жидкой и паровой фазы равны, поэтому плотность жидкой фазы этана C2H6 при температурах выше критической Tкр=305,4 K принята равной величине, обратно пропорциональной критическому объему ρкр=1/vкр=1/(4,992·10-3)=203,2 кг/м3.

Проведем пересчет компонентного состава жидкой фазы СУГ из % массовых в % молярные по формуле (1):

Давление насыщенных паров смеси углеводородных газов при температурах -5°C и 15°C вычисляют по формуле (4)

Проведем расчет плотности паровой фазы СУГ при температуре tп=-5°C и абсолютном давлении Ps см (-5°C)=0,284 МПа по формуле (3)

По величинам приведенного давления Рпрs смпк=0,284/4,21=0,068 и приведенной температуры Тпр=(273,15+tп)/Tпк=(273,15-5)/374,2=0,717 по справочным таблицам находим фактор сжимаемости Z=0,933.

Плотность паровой фазы СУГ вычисляют по формуле (3)

Расчет плотности паровой фазы СУГ при температуре tп=15°C и абсолютном давлении Ps см (15°С)=0,522 МПа по формуле (3)

По величинам приведенного давления Рпр=Ps см/Pпк=0,522/4,20=0,124 и приведенной температуры Тпр=(273,15+tп)/Tпк=(273,15+15)/375,2=0,768 по справочным таблицам находят фактор сжимаемости Z=0,880.

Плотность паровой фазы СУГ вычисляют по формуле (3)

Из приведенных расчетов понятно, что все они могут быть частично или полностью автоматизированы, то есть реализованы с помощью программно-аппаратного обеспечения.

Вариант осуществления 1

В первом варианте осуществления предложенное техническое решение представляет собой способ, в котором определяют компонентный состав СУГ. Определение может быть осуществлено посредством измерения известными из уровня техники средствами хроматографического анализа, а также на основе заранее известной информации (как правило, компонентный состав СУГ известен из той или иной документации). Этот этап может быть автоматизирован, например, посредством ПК, процессора, контроллера или иного вычислительного средства, функционально связанного соответствующими линиями связи со средствами хроматографического анализа и/или блоком памяти, хранящим данные о компонентном составе СУГ.

На следующем этапе способа определяют молекулярные массы компонентов, входящих в состав СУГ. Понятно, что молекулярные массы определенных компонентов легко определяются посредством справочной литературы, содержащей информацию о молекулярных массах химических элементов, образующих компоненты. Этот этап может быть автоматизирован, например, посредством ПК, процессора, контроллера или иного блока обработки (вычислительного средства), функционально связанного соответствующими линиями связи с блоком памяти, хранящим данные о молекулярных массах компонентов, входящих в состав СУГ.

На следующем этапе способа измеряют значение плотности жидкой фазы компонентов, входящих в состав СУГ с помощью средства измерения плотности, например, одного из приведенных в описании выше или иного, известного из уровня техники. Этот этап может быть автоматизирован посредством блока обработки, функционально связанного соответствующими линиями связи со средством измерения плотности.

На следующем этапе способа определяют уровень H раздела фаз СУГ в резервуаре с помощью средства измерения уровня раздела фаз. Этот этап может быть автоматизирован посредством блока обработки, функционально связанного соответствующими линиями связи со средством измерения уровня раздела фаз.

На следующем этапе способа определяют температуру tж жидкой фазы СУГ и температуру tп паровой фазы СУГ в резервуаре с помощью датчиков. Этот этап может быть автоматизирован посредством блока обработки, функционально связанного соответствующими линиями связи непосредственно или через соответствующие преобразователи с датчиками. В резервуаре может быть установлен один датчик для жидкой фазы и один для газообразной. Однако датчиков может быть и больше: несколько для каждой фазы. Датчики могут быть установлены на разных уровнях резервуара, например на нижнем, среднем, верхнем; множество датчиков может быть установлено равномерно по высоте резервуара или неравномерно, например, большее количество датчиков может быть установлено на среднем уровне резервуара или в верхнем и нижнем уровнях резервуара.

На следующем этапе способа измеряют значение плотности ρп паровой фазы компонентов, входящих в состав СУГ, с помощью средства измерения плотности или вычисляют плотность ρп паровой фазы компонентов, входящих в состав СУГ, по компонентному составу и значению температуры жидкой фазы СУГ в резервуаре с помощью блока обработки.

Реализация варианта измерения с помощью средства измерения плотности описана выше. Формула, по которой может быть вычислена плотность паровой фазы, приведена ранее: .

где xmi - массовая доля i-го компонента в составе жидкой фазы СУГ, %; ρжi (tж) - плотность i-го компонента жидкой фазы СУГ при температуре tж, кг/м3 (см. таблицу 1); n - число компонентов жидкой фазы СУГ.

Очевидно, что вычисление этой формулы может быть легко реализовано посредством блока обработки, функционально связанного с датчиками температуры, при необходимости с другими измерительными средствами и блоком памяти с заранее известной внесенной туда необходимой информацией о СУГ.

На следующем этапе способа определяют по значению уровня H раздела фаз СУГ в резервуаре соответствующее этому уровню значение объема Vж20 жидкой фазы СУГ в резервуаре на измеряемом уровне H с использованием заранее известной градуировочной таблицы резервуара, составленной при температуре 20°C.

Для автоматизации этого этапа градуировочная таблица заранее загружается в память, из которой блок обработки берет необходимые данные и на основании значения Н этот блок определяет значение Vж20.

На следующем этапе способа вычисляют объем Vж(tж) жидкой фазы СУГ в резервуаре при температуре tж по формуле Vж(tж)=Vж20·[1+2·αст·(tж-20)] при помощи блока обработки, где αст - температурный коэффициент линейного расширения материала стенки резервуара, принимаемый равным для стали αст=12,5·10-6 1/°C.

Для автоматизации этого этапа множество коэффициентов линейного расширения для различных материалов заранее загружается в память, из которой блок обработки берет необходимое значение и на основании полученных значений о температуре tж и объеме Vж20 по формуле вычисляет Vж(tж).

На следующем этапе способа определяют объем паровой фазы СУГ в резервуаре при определенной температуре tп паровой фазы СУГ как разность полной вместимости резервуара при упомянутой температуре и объема жидкой фазы СУГ в резервуаре при упомянутой температуре по формуле

,

где VД20рез - заранее известная действительная вместимость резервуара при температуре 20°C.

Для автоматизации этого этапа блок обработки на основании полученной от датчика температуры и извлеченных из памяти коэффициента αст и значения VД20рез с помощью приведенной формулы вычисляет объем паровой фазы СУГ Vп(tп).

На следующих этапах способа блок обработки на основании ранее полученной информации об объеме и плотности жидкой и паровой фаз находит массы жидкой и паровой фаз, а также общую массу СУГ как сумму масс жидкой и паровой фаз.

В целом способ может быть реализован посредством устройства учета, содержащего корпус резервуара; блок обработки, встроенный в корпус резервуара, функционально соединенный с датчиками, установленными в резервуаре, и с памятью, содержащей информацию о параметрах резервуара; средство хроматографического анализа; средства измерения плотности жидкой и паровой фаз; средство измерения уровня раздела фаз, причем все измерительные и прочие аппаратно-программные, программные и аппаратные средства могут быть встроены в корпус резервуара и функционально соединены с блоком обработки.

Устройство работает следующим образом. Блок обработки собирает со всех датчиков, измерительных средств и памяти необходимую информацию, обрабатывает ее согласно описанному выше алгоритму и выдает точное значение массы СУГ в резервуаре.

В предложенном техническом решении может быть дополнительно учтено температурное расширение материала средства измерений уровня раздела фаз СУГ в резервуаре по формуле: Vж(tж)=Vж20·[1+(2·αстси)·(tж-20)], где αси - поправка на температурное расширение материала средства измерений уровня раздела фаз СУГ в резервуаре, принимаемая равной для стали αси=12,5·10-6 1/°C.

Конкретный вариант расположения датчиков может быть следующим: верхний, средний и нижний уровень резервуара.

В предпочтительном варианте осуществления если уровень жидкой фазы СУГ равен верхнему уровню, tж и tп вычисляют следующим образом:

, tп=tв, где tcy - температура, измеренная на уровне, соответствующем середине высоты резервуара; tв - температура, измеренная на верхнем уровне, tн - температура, измеренная на нижнем уровне.

Если уровень жидкой фазы СУГ в резервуаре меньше верхнего уровня, но больше или равен половине внутреннего диаметра горизонтального резервуара, tж и tп вычисляют следующим образом , tп.ср=tв.

Если уровень СУГ в резервуаре меньше половины внутреннего диаметра горизонтального резервуара, но больше или равен нижнему уровню, tж и tп вычисляют следующим образом tж=tн, .

Если уровень жидкой фазы СУГ в резервуаре меньше нижнего уровня, tж и tп вычисляют следующим образом tж=tн, .

Вариант осуществления 2

Как видно из формулы (5), для определения объема резервуара, занимаемого газовой фазой, находят полный объем резервуара при температуре tп и вычитают из этого полного объема резервуара объем, занимаемый жидкой фазой, имеющей температуру tж. Однако при таком подходе не учитывается то, что разные части резервуара, находящиеся под воздействием разных температур (tп и tж), деформируются по-разному. Очевидно, что более высокая температура (например, tп) вызывает большее расширение, чем более низкая (например, tж).

Для учета этой неравномерной деформации в одном из вариантов осуществления предлагается определять объем VCP резервуара при температуре нижней части резервуара, равной tж, и температуре верхней части резервуара, равной tп. Для этого определяют действительную вместимость VД_tжрез резервуара при температуре tж (по формуле VД_tжрез=VД20рез[1+2·αст(tж-20)]) и действительную вместимость VД_mрез резервуара при температуре tп (по формуле VД_mрез=VД20рез[1+2-αст(tп-20)]), вычисляют среднее значение VД_СРрез как среднее арифметическое VД_tжрез и VД_tпрез по формуле VД_CPрез=(VД_tжрез+VД_tпрез)/2.

В дальнейшем это значение используют для определения объема паровой фазы Vп(tп) по формуле:

Vп(tп)=VД_СРрез-Vж(tж).

Очевидно, что такой подход уменьшает максимальную погрешность, возникающую при вычислении объема паровой фазы.

Дальнейшее определение массы СУГ в резервуаре осуществляется по описанной выше методике.

Вариант осуществления 3

Отличие еще одного варианта осуществления от варианта осуществления 2 заключается в том, что учитывается не две области разной деформации резервуара, а столько областей, сколько датчиков имеется в резервуаре.

Рассмотрим пример для трех датчиков: нижнего, среднего и верхнего.

Имея показания от трех датчиков, можно построить распределение температурного поля по высоте резервуара. Например, получены следующие показания от трех датчиков: t1, t2, t3, где t1 - температура, полученная от нижнего датчика, t2 - температура, полученная от среднего датчика, t3 - температура, полученная от верхнего датчика. Здесь должно быть понятно, что физическое расположение «верхний», «средний», «нижний» связано с геометрией резервуара и его расположением относительно поверхности земли, верхний датчик физически выше среднего и нижнего датчиков относительно направления действия силы тяжести.

Предпочтительно датчики расположены равномерно по высоте резервуара, в таком случае резервуар по высоте делят на равномерные части, каждая из которых деформируется в соответствии со своей температурой.

Заранее известная действительная вместимость VД20рез резервуара при температуре 20°C может быть найдена как сумма вместимостей частей резервуара:

VД20рез=VД20_1рез+ VД20_2рез+VД20_3рез,

где VД20_1рез - вместимость на нижнем уровне, VД20_2рез - вместимость на среднем уровне, VД20_3рез - вместимость на верхнем уровне.

Поскольку форма резервуара заранее известна, то определить вместимости отдельных частей резервуара можно без приложения каких-либо творческих усилий.

Зная температуры СУГ в отдельных частях резервуара, можно определить деформации отдельных частей резервуара и найти общую вместимость VД_КОРРрез резервуара с учетом температурной коррекции:

VД_КОРРрез=VД20_1рез[1+2·αст(t1-20)]+VД20_2рез[1+2·αст(t2-20)]+VД20_3ре[1+2·αст(t3-20)]3.

В дальнейшем это значение используют для определения объема паровой фазы Vп(tп) по формуле:

Vп(tп)=VД_КОРРрез-Vж(tж).

Очевидно, что такой подход еще больше уменьшает погрешность, возникающую при вычислении объема паровой фазы.

Дальнейшее определение массы СУГ в резервуаре осуществляется по описанной выше методике.

Для известной формы резервуара, а, как правило, он представляет собой окружность, можно легко построить карту распределения t(l) температурного поля по резервуару даже по трем значениям температуры (в верхней, средней и нижней частях резервуара).

Зная распределение t(l) температурного поля по резервуару, где резервуар имеет общую длину поверхности L, можно определить точную температурную деформацию резервуара по его поверхности. Очевидно, что переменная l определяет конкретную точку на поверхности резервуара и может принимать значения от 0 до L.

.

В дальнейшем это значение используют для определения объема паровой фазы Vп(tп) по формуле:

Vп(tп)=VД_КОРРрез-Vж(tж).

Очевидно, что такой подход еще больше уменьшает погрешность, возникающую при вычислении объема паровой фазы, так как в нем используется более точное определение температур по поверхности резервуара.

Варианты осуществления не ограничиваются описанными здесь вариантами осуществления, специалисту в области техники на основе информации, изложенной в описании, и знаний уровня техники станут очевидны и другие варианты осуществления изобретения, не выходящие за пределы сущности и объема данного изобретения.

Элементы, упомянутые в единственном числе, не исключают множественности элементов, если отдельно не указано иное.

Под функциональной связью элементов следует понимать связь, обеспечивающую корректное взаимодействие этих элементов друг с другом и реализацию той или иной функциональности элементов. Частными примерами функциональной связи может быть связь с возможностью обмена информацией, связь с возможностью передачи электрического тока, связь с возможностью передачи механического движения, связь с возможностью передачи света, звука, электромагнитных или механических колебаний и т.д. Конкретный вид функциональной связи определяется характером взаимодействия упомянутых элементов и, если не указано иное, обеспечивается широко известными средствами, используя широко известные в технике принципы.

Способы, раскрытые здесь, содержат один или несколько этапов или действий для достижения описанного способа. Этапы и/или действия способа могут заменять друг друга, не выходя за пределы объема формулы изобретения. Другими словами, если не определен конкретный порядок этапов или действий, порядок и/или использование конкретных этапов и/или действий может изменяться, не выходя за пределы объема формулы изобретения.

В заявке не везде указано конкретное программное и аппаратное обеспечение для реализации блоков на чертежах, но специалисту в области техники должно быть понятно, что сущность изобретения не ограничена конкретной программной или аппаратной реализацией, и поэтому для осуществления изобретения могут быть использованы любые программные и аппаратные средства, известные в уровне техники. Так аппаратные средства могут быть реализованы в одной или нескольких специализированных интегральных схемах, цифровых сигнальных процессорах, устройствах цифровой обработки сигналов, программируемых логических устройствах, программируемых пользователем вентильных матрицах, процессорах, контроллерах, микроконтроллерах, микропроцессорах, электронных устройствах, других электронных модулях, выполненных с возможностью осуществлять описанные в данном документе функции, компьютерах либо комбинации вышеозначенного.

Хотя отдельно не упомянуто, но очевидно, что, когда речь идет о хранении данных, программ и т.п., подразумевается наличие машиночитаемого носителя данных, примеры машиночитаемых носителей данных включают в себя постоянное запоминающее устройство, оперативное запоминающее устройство, регистр, кэш-память, полупроводниковые запоминающие устройства, магнитные носители, такие как внутренние жесткие диски и съемные диски, магнитооптические носители и оптические носители, такие как диски CD-ROM и цифровые универсальные диски (DVD), а также любые другие известные в уровне техники носители данных.

Несмотря на то что примерные варианты осуществления были подробно описаны и показаны на сопроводительных чертежах, следует понимать, что такие варианты осуществления являются лишь иллюстративными и не предназначены ограничивать более широкое изобретение и что данное изобретение не должно ограничиваться конкретными показанными и описанными компоновками и конструкциями, поскольку различные другие модификации могут быть очевидны специалистам в соответствующей области.

Признаки, упомянутые в различных зависимых пунктах формулы, а также реализации, раскрытые в различных частях описания, могут быть скомбинированы с достижением полезных эффектов, даже если возможность такого комбинирования не раскрыта явно.

В приведенном выше описании примеров термины направления (такие как "над", "верх", "ниже", "низ", "верхний", "нижний" и т.д.) используются для удобства. В общем, "над", "верхний", "вверх" и аналогичные термины связаны с направлением к земной поверхности.

1. Способ учета сжиженных углеводородных газов (СУГ), хранимых в резервуаре, содержащий этапы, на которых:
- определяют компонентный состав СУГ с помощью средства хроматографического анализа;
- определяют молекулярные массы µ определенных компонентов с помощью блока обработки;
- измеряют значение плотности ρж жидкой фазы компонентов, входящих в состав СУГ, с помощью средства измерения плотности;
- определяют уровень Н раздела фаз СУГ в резервуаре с помощью средства измерения уровня раздела фаз;
- определяют температуру tж жидкой фазы СУГ и температуру tп паровой фазы СУГ в резервуаре с помощью датчиков температуры;
- измеряют значение плотности ρп паровой фазы компонентов, входящих в состав СУГ, с помощью средства измерения плотности или определяют плотность ρп паровой фазы компонентов, входящих в состав СУГ, по компонентному составу и значению температуры жидкой фазы СУГ в резервуаре с помощью блока обработки;
- определяют по значению уровня H раздела фаз СУГ в резервуаре соответствующее этому уровню значение объема Vж20 жидкой фазы СУГ в резервуаре на измеряемом уровне Н с использованием заранее известной градуировочной таблицы резервуара, составленной при температуре 20°С, при помощи блока обработки;
- вычисляют объем Vж(tж) жидкой фазы СУГ в резервуаре при температуре tж по формуле Vж(tж)=Vж20·[1+2·αст·(tж-20)] при помощи блока обработки,
где αст - температурный коэффициент линейного расширения материала стенки резервуара;
- определяют объем паровой фазы СУГ в резервуаре при определенной температуре tп паровой фазы СУГ как разность полной вместимости резервуара при упомянутой температуре и объема жидкой фазы СУГ в резервуаре при упомянутой температуре по формуле
Vп(tп)=VД20рез·[1+2·αст·(tп-20)]-Vж(tж),
где VД20рез - заранее известная действительная вместимость резервуара при температуре 20°С;
причем температуры жидкой tж и паровой tп фаз СУГ в резервуаре измеряют с помощью датчиков температуры, установленных на трех уровнях резервуара: верхнем, среднем и нижнем;
вычисляют массу Мж жидкой фазы СУГ как произведение объема Vж(tж) жидкой фазы в резервуаре на измеренное значение плотности ρж жидкой фазы СУГ,
вычисляют массу Мп паровой фазы СУГ как произведение объема Vп(tп), занимаемого паровой фазой СУГ в резервуаре, на измеренное или определенное значение плотности ρп паровой фазы СУГ,
определяют общую массу М0 СУГ в резервуаре посредством суммирования массы Мж жидкой фазы и массы Мп паровой фазы СУГ в резервуаре.

2. Способ по п. 1, в котором при вычислении объема жидкой фазы дополнительно учитывают поправку на температурное расширение материала средства измерений уровня раздела фаз СУГ в резервуаре.

3. Способ по п. 1, в котором
а) если уровень жидкой фазы СУГ равен верхнему уровню, tж и tп вычисляют следующим образом:
,
tп=tв,
где tсу - температура, измеренная на уровне, соответствующем середине высоты резервуара,
tв - температура, измеренная на верхнем уровне,
tн - температура, измеренная на нижнем уровне,
б) если уровень жидкой фазы СУГ в резервуаре меньше верхнего уровня, но больше или равен половине внутреннего диаметра горизонтального резервуара, tж и tп вычисляют следующим образом
,
tп=tв,
в) если уровень СУГ в резервуаре меньше половины внутреннего диаметра горизонтального резервуара, но больше или равен нижнему уровню, tж и tп вычисляют следующим образом
tж=tн,
,
г) если уровень жидкой фазы СУГ в резервуаре меньше нижнего уровня, tж и tп вычисляют следующим образом
tж=tн,
.

4. Способ по п. 1, в котором
вычисляют плотность ρп паровой фазы СУГ по формуле ,
где Р - давление, измеренное датчиком,
R - газовая постоянная,
Z - фактор сжимаемости,
причем фактор сжимаемости Z является известной функцией приведенного давления Рпр и приведенной температуры Tпр
где Рпр - приведенное давление, которое вычисляется как отношение давления Р к известному для конкретных компонентов СУГ критическому давлению Ркр; Tпр - приведенная температура, которая вычисляется как отношение абсолютной температуры Т СУГ к известной для конкретных компонентов СУГ критической температуре Ткр.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к устройствам контроля расхода и равномерности распределения жидкости многоканальной гидравлической системы и используется, например, в металлургическом производстве для контроля расхода и равномерной подачи жидкости на поверхность охлаждаемых изделий/материалов, например металлопрокат, в частности рельс при термообработке.

Изобретение относится к области измерительной техники, предназначено для определения расхода среды в круглых трубопроводах при стабилизированном течении. Способ определения расхода в трубопроводах включает измерение скорости потока в двух характерных точках по сечению трубы и определение расхода по результатам этих измерений.

Изобретение относится к устройству направления потока для использования с регуляторами текучей среды. Регулятор текучей среды включает корпус, имеющий перепускной канал, ограничивающий дроссель, который по текучей среде соединяется с впускным отверстием и выпускным отверстием.

Изобретение относится к области измерительной техники и может быть использовано для определения теплового потока, исходящего от теплонесущей текучей среды. Заявлен способ определения теплового потока (dQ/dt), исходящего от теплонесущей текучей среды (12), которая представляет собой смесь по меньшей мере двух различных текучих сред и которая протекает через пространство (11) потока от первого положения, где она имеет первую температуру (Т1), ко второму положению, где она имеет благодаря этому тепловому потоку (dQ/dt) вторую температуру (Т2), которая ниже, чем упомянутая первая температура (Т1).

Изобретение относится к способу определения расхода дымовых газов от энергетического оборудования, использующего в качестве топлива метан. Способ базируется на строгой аналитической зависимости, связывающей между собой расход дымовых газов, содержание в них кислорода и расход метана.

Изобретение относится к области измерительной техники и может быть использовано в системах измерения газообразных и текучих сред, а также в коммерческих расчетах.

Изобретение относится к области гидрометрии и может использоваться в системе водоучета на открытых каналах оросительных систем с призматическим руслом. Сущность способа сводится к использованию двух датчиков уровня воды, оснащенных средствами дистанционной передачи показаний уровня, расположенных в уровнемерных колодцах верхнего и нижнего гидрометрических створов, определению уровней воды в створах, перепада уровней между верхним и нижним створами и вычислению расхода воды.
Изобретение относится к области измерительной техники, а именно к измерителям количества текучей среды, а также к способу определения количества текучей среды. Изобретение может быть использовано для уменьшения погрешности тахометрических преобразователей при измерении количества текучих сред, прошедших через них.

Изобретение относится к системе и способу измерения потока текучей среды. Вибрационный расходомер (5) включает в себя сборку датчика, расположенную в трубопроводе (301).

Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано для определения расхода и объема сточных вод, поступающих на канализационные насосные станции (КНС), оборудованных резервуарами и работающих в режиме периодического включения (циклическом режиме).
Наверх