CC BY
66АВТОМАТИЗАЦИЯ
к.А. кабачный, к.т.н.
гидростатический метод измерения массы нефти и нефтепродуктов
Проблема эффективности и надежности систем коммерческого и технологического учета нефти и нефтепродуктов в резервуарных парках остро стоит перед самыми разными предприятиями нефтегазовой отрасли. В соответствии с ГОСТ Р 8.595-2002 для измерения массы продукта в мерах вместимости и мерах полной вместимости применяют прямые и косвенные методы измерений.
Несмотря на преимущества прямых методов измерений, широкое применение на предприятиях нефтегазового комплекса, как в России, так и во всем мире получили косвенный метод статических измерений и косвенный метод, основанный на гидростатическом принципе. В настоящее время зарубежными и отечественными производителями предлагаются разнообразные комплексы учета массы нефти и нефтепродуктов, основанные на данных методах измерения и их модификациях. Сравнительному анализу этих двух методов посвящено много публикаций, в которых предпочтение отдается косвенному методу статических измерений с использованием радарных уровнемеров, как обеспечивающих более высокую точность измерений. Попытаемся и мы разобраться в точностных характеристиках этих методов.
В соответствии с ГОСТ Р 8.595-2002 при косвенном методе статических измерений массу продукта определяют согласно выражению:
т =
по результатам измерений:
• уровня продукта - стационарным уровнемером или другими средствами измерений уровня жидкости. Значение уровня используют для определения объема продукта V по градуировочной таблице меры вместимости;
• плотности продукта р - переносным или стационарным средством
измерений плотности или ареометром в лаборатории в объединенной пробе продукта;
• температуры продукта - термометром в точечных пробах или с помощью переносного или стационарного преобразователя температуры. Значение температуры продукта используется для приведения измеренного значения плотности к температуре 15°С или 20°С;
При косвенном методе, основанном на гидростатическом принципе, массу продукта в мерах вместимости определяют согласно выражению:
1
т2 =-----PS,
д
по результатам измерений:
• гидростатического давления столба продукта Р - стационарным измерителем гидростатического давления;
• уровня продукта - переносным или другим средством измерений уровня. Значение уровня используется для вычисления значений средней площади резервуара S.
Для упрощения наших рассуждений, сравнение погрешностей этих методов на примере измерения массы нефти в вертикальном цилиндрическом резервуаре (мере вместимости) и температуре нефти равной 15°С.
В соответствии с указанным ГОСТ и с учетом принятых упрощений доверительные относительные погрешности измерений массы продукта при кос-
венном методе статических измерений 6т1, %, при доверительной вероятности 0,95 вычисляют по формуле:
6т1 = ±1,г/5К2 + кфбН2 + 6р2 + б№, где 6К - относительная погрешность составления градуировочной таблицы;
6Н - относительная погрешность измерений уровня продукта;
6р - относительная погрешность измерений плотности продукта;
6N - относительная погрешность устройства обработки измерительной информации (ИВК)
кф - коэффициент формы, учитывающий геометрическую форму меры вместимости, для вертикальных цилиндрических резервуаров кф =1. Доверительные относительные погрешности измерений массы продукта при косвенном методе, основанном на гидростатическом принципе 6т2, %, при доверительной вероятности 0,95 вычисляют по формуле:
6т2 = ±1,1^6Р2 + 6К2 + (1 - кф)6Н2 + б№, где 6Р - относительная погрешность измерений гидростатического давления. Рассмотрим составляющие погрешностей указанных методов. Погрешности устройств обработки измерительной информации 6N примем одинаковыми для обоих методов, так как на современном уровне развития вычислительной техники минимизация этой составляющей не представляет больших трудностей. Кроме того, оба метода
16 \\ ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ \\
\\ № 2 \\ февраль \ 2008
реализованы с помощью программного обеспечения на базе ОС Windows. Относительная погрешность составления градуировочной таблицы резервуара зависит от метода градуировки и объема резервуара находится в переделах 0,1-0,4%. Погрешность измерения плотности зависит от используемых средств измерений (СИ), для переносных и стационарных СИ находится в пределах 0,1%. Абсолютная погрешность измерения уровня современными радарными уровнемерами составляет ±1 мм. Для уровней 1 и 10 метров, относительная погрешность 6Н составит 0,1% и 0,01% соответственно. Современные датчики давления имеют основную погрешность измерений 0,075 % от верхнего предела измерений. Относительная погрешность измерений гидростатического давления 6Р для принятых уровней составит соответственно 0,75 % и 0,075 %. Подставляя приведенные значения погрешностей в формулы для расчета погрешности измерений массы, получим соответственно: 6т1 = 0,2% и 6т2 = 0,8%. Причем значение 6т1 ограниче-
но погрешностями градуировки резервуара и измерения плотности, а значение 6т2 получено при наихудшей погрешности преобразователя давления и может быть снижена.
Следует отметить, что при расчете погрешности 6т1 необходимо учитывать влияние температуры, при которой измеряется уровень и плотность, вводя коэффициенты объемного расширения самого продукта и материала из которого изготовлена мера вместимости. Поэтому реальное значение погрешности 6т1 будет несколько выше приведенного. Другим преимуществом гидростатического метода является отсутствие необходимости в измерении плотности, так как информация о плотности жидкости содержится в значении гидростатического давления. Еще одним достоинством гидростатического метода, является низкая стоимость оборудования для реализации метода, по сравнению с использованием радарных уровнемеров.
Стоит отметить, что каждый из рассмотренных методов имеет свои достоинства и недостатки. Поэтому при выборе
косвенных методов статических измерений необходимо учитывать достаточно много влияющих факторов, таких как: климатические условия, особенности технологического процесса хранения и переработки нефтепродуктов, возможности по установке средств измерений, цели и задачи управления технологическим процессом, и так далее. Без учета всех этих составляющих обосновано выбрать метод измерения, ссылаясь на высокую точность измерения уровня радарными уровнемерами невозможно.
Одним из основных направлений деятельности ООО «АПЛИСЕНС» является разработка и производство преобразователей давления реализующих гидростатические методы измерения: уровня в открытых и закрытых резервуарах, плотности.
ООО "АПЛИСЕНС''
129345, ул. Летчика Бабушкина, д. 39, к. 3 тел.: (495) 726-34-61,
234-61-10, 368-32-41 e-mail: info@aplisens.ru www.aplisens.ru
gPLISENS
Производитель контрольно-измерительной аппаратуры 129345, Москва, ул. Летчика Бабушкина, д, 39, кор, 3.
Щ (495} 726-34-61, (495) 234-61-10, (495) 368-32-41 www,aplisens,ru E-mail: info@aplisens.ru
Гидростатические уровнемеры
Преобразователи даапения
I
Преобразователи разности давлений
APR-2000AL и нте л л актуальный преобразователь разности давлений
выходной С И Г .■: L j ‘ i и Q...5MA -HHART I
4...20,0,.-20
Основная приведенная погрешность ± 0,075%
Искробезопасное исполнение
Завод изготовитель в Варшаве
