CC BY
2ПРИБОРОСТРОЕНИЕ, МЕТРОЛОГИЯ И ИНФОРМАЦИОННО-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ ПРИБОРЫ И СИСТЕМЫ
ВЕСТНИК ТСГУ. 2023. № 2 (69)
ИГ
УДК 681.2
Е. В. Багрин, А. В. Левенец
МЕТОДЫ И СИСТЕМЫ ИЗМЕРЕНИЯ МАССЫ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ В РЕЗЕРВУАРЕ
Багрин Е. В. - ССС «РУСИНВЕСТ» филиал в г. Тюмень, Тюменский НПЗ, заместитель директора филиала по реконструкции и развитию, bagrin_egor@mail.ru; Левенец А. В. - д-р техн. наук, профессор кафедры «Автоматика и системотехника» (ТСГУ), e-mail: 000621@pnu.edu.ru.
В статье дается краткий обзор известных методов измерения массы нефтепродуктов в резервуарах нефтебаз и нефтехранилищ. Также рассматриваются наиболее распространенные систем измерения массы нефтепродукта, разработанные ведущими производителями измерительных средств соответствующего применения. Показаны основные преимущества и недостатки таких систем с точки зрения практического применения.
Ключевые слова: масса нефтепродукта, резервуар, методы измерения уровня, методы измерения плотности, методы измерения температуры, система измерения массы.
Введение
Задача контроля массы нефтепродуктов остается весьма актуальной для предприятий, одной из основных технологических операций которых является хранение жидкого нефтепродукта, в частности, нефти и ее производных [1-5]. Наиболее достоверное определение массы возможно только прямым методом статических измерений, подразумевающим взвешивание с помощью весов различного типа, в том числе, электронных. В случае применения косвенного метода статических измерений массы нефтепродукта важно подчеркнуть, что для точного измерения массы необходимо учитывать как свойства продукта (например, плотность), так и свойства внешней среды (такие как давление и температура).
На практике реализовать статические измерения прямым методом в большинстве случаев невозможно, что требует применения другим методов: метода косвенных статических измерений массы или метода прямого динамического измерения. Прямой динамический метод применяется, например, в слу-
© Багрин Е. В., Левенец А. В., 2023
ВЕСТНИК ТОГУ. 2023. № 2 (69)
чае перекачки продукта и основывается на применении массовых расходомеров, однако в настоящее время еще недостаточно широко применяется в силу своей относительной новизны, высокой стоимости и ряда технических ограничений.
Косвенные методы измерения массы базируются либо на измерении уровня продукта в резервуарах (косвенный статический метод), либо на применении счетчиков объема (косвенный динамический метод) [3-5]. Следует отметить, что косвенный статический метод подразумевает преобразование измеренной величины (уровня продукта в резервуаре) в объем продукта посредством специальных калибровочных таблиц, составляемых для каждого резервуара индивидуально, с последующим пересчетом в массу с учетом плотности продукта при условиях измерения.
Следует отметить, что наиболее распространенные системы измерения массы продукта используют косвенные методы измерения, т.к. предназначены для измерения любого типа нефтепродуктов и пригодны для любых предприятий, как работающих с относительно небольшими объемами продукта, так и крупных, сложных объектов. Недостатком косвенных методов является относительно высокая погрешность измерения.
Косвенное измерение массы продукта
Следует отметить, что процедура измерения массы продукта существенно зависит от типа измеряемых продуктов. Традиционно выделяют следующие типы продуктов:
- нефть;
- светлые нефтепродукты (бензин и его производные, нафта, керосин, дизельные топлива, легкие газойли);
- темные нефтепродукты (тяжелые газойли, мазут, гудрон, битум);
- сжиженные углеводородные газы (СУГ).
Алгоритм вычисления массы в резервуаре для нефти, светлых и темных нефтепродуктов состоит из следующих шагов [6]:
- определение уровня нефтепродукта в резервуаре;
- определение уровня подтоварной воды;
- определение средней температуры продукта в резервуаре;
- определение объема нефтепродукта с учетом текущих условий измерения или с приведением к стандартным условиям;
- корректировка геометрии резервуара по измеренной температуре (при необходимости);
- определение средней плотности нефтепродукта с учетом текущих условий измерения или с приведением к стандартным условиям;
- вычисление массы нефтепродукта.
Для СУГ алгоритм определения массы продукта несколько отличается и состоит в следующем [6]:
ВЕСТНИК ТОГУ. 2023. № 2 (69)
- определение уровня жидкого нефтепродукта в резервуаре;
- определение температуры жидкой и парогазовой фазы;
- определение объема жидкого продукта;
- определение средней плотности жидкого продукта;
- вычисление массы жидкого продукта;
- определение объема парогазовой фазы;
- определение плотности парогазовой фазы;
- определение массы парогазовой фазы;
- вычисление полной массы.
При вычислении массы стандартными условиями считаются нулевое избыточное давление и температура 150С или 200С.
Как следует из приведенных алгоритмов, для получения оценки массы продукта необходимо измерять уровень продукта в резервуаре, уровень подтоварной воды, температуру продукта и его плотность.
В системах коммерческого учета уровень продукта в резервуаре, как правило, измеряется буйковым, радарным и гидростатическим методами [4]. Другие методы измерения уровня (емкостной, поплавковый, кондуктометрический, ультразвуковой и т.д.), применяются крайне редко.
Буйковый метод (сервоуровнемер) основан на измерении веса буйка, частично или полностью погруженного в жидкость. Конструктивно системы измерения такого типа выполнены в виде весового модуля (прецизионный вращающийся барабан, нерастягивающийся стальной трос, буек), специальная система подвеса весового модуля, прецизионная система измерения веса весового модуля и прецизионная система контроля вращения барабана. Современные сервоуровнемеры обладают высокой надежностью, системой автокалибровки, системой контроля вертикальности троса и диагностикой состояния. Существуют версии для измерения СУГ. К достоинствам метода следует отнести возможность измерения уровня продукта, уровня подтоварной воды, уровня эмульсионного слоя, расстояния до дна, плотности на разных высотах, высокие метрологические характеристики и простоту калибровки. Однако, для темных и вязких нефтепродуктов возможно измерение только уровня продукта и существует необходимость обогрева при низких (ниже -30°Q температурах.
Радарный метод основан на отражении излучаемой электромагнитной волны от поверхности продукта. В зависимости от задачи могут применяться приборы с параболической, конусной, планарной или стержневой антенной, а также с тросовым или стержневым зондом, с различными частотами излучения и алгоритмом обработки сигнал. Существуют версии для измерения в открытом пространстве, в направляющих трубах, для измерения СУГ. К настоящему времени радарные уровнемеры достигли высокого технологического развития, причем обладают высокой надежностью, высокой стабильностью метрологических характеристик, а отдельные версии (для СУГ) обладают встроенными средствами автокалибровки.
Для рассматриваемого метода следует отметить высокую точность измерения уровня (дистанции от фланца уровнемера до отражаемой поверхности),
ВЕСТНИК ТОГУ. 2023. № 2 (69)
отсутствие контакта с измеряемым продуктом (для тросовых и стержневых зондов высокая устойчивость к налипанию), отсутствие подвижных механических частей. К недостаткам метода следует отнести возможность измерения только уровня нефтепродукта (для некоммерческих версий и при небольшом эмульсионном слое производится измерение раздела фаз), сложность измерения продуктов с низкой диэлектрической проницаемостью. Для параболических, конусных и планарных антенн в некоторых случаях необходимо принимать меры по защите их от конденсата и налипаний. Также к недостаткам следует отнести необходимость применения разных версии измерителей в зависимости от типа измеряемого продукта, а также при проведении измерений в открытом пространстве или в направляющих трубах, т.к. меняется конструкция антенны, рабочие частоты и алгоритмы обработки сигнала.
В основе гидростатического метода лежит измерение избыточного давления, создаваемого столбом жидкости. В теории, измерив вес столба жидкости и разделив его на площадь резервуара получают массу нефтепродукта. Для измерения плотности и последующего вычисления высоты взлива, необходимо установить второй датчик гидростатического давления и измерить вес столба жидкости фиксированной высоты. На практике, для использования в системах коммерческого учета этот метод имеет ряд ограничений. Так, датчики избыточного давления имеют полную приведенную погрешность с учетом дрейфа нуля, температурной и временной стабильностью, порядка 0,07-0,1% от диапазона измерения. При использовании выносных мембранных разделителей погрешность увеличивается. Поэтому для получения приемлемых результатов измерения необходимо поддерживать уровень продукта над точкой измерения гидростатического давления не менее двух метров, т.е. при системе измерения с двумя датчиками гидростатического давления необходимо поддерживать взлив не менее четырех метров.
Для резервуаров под избыточным давлением (с дыхательными клапанами или азотной подушкой) необходимо также измерять избыточное давление в газовом пространстве, которое составляет обычно 50-100 мм водяного столба, в силу чего на практике добиться точности измерения лучше 0,5% невозможно. При измерении гидростатического столба более двух метров эта погрешность имеет незначительный вклад в общую погрешность, но при малых уровнях взлива она значительна.
Для резервуаров с понтоном необходимо компенсировать вес понтона при измерении веса столба жидкости. В статике это сделать достаточно просто, а в динамике необходимо учитывать трение уплотнений понтона о стенки резервуара. При измерении плотности двумя гидростатическими датчиками это практически не будет сказываться, а расчет высоты взлива будет иметь существенную погрешность. При наполнении резервуара движущийся нефтепродукт создает дополнительную погрешность в измерении гидростатического давления, которая зависит от размеров резервуара, его конструкции, мест установки датчиков и т.д.
ВЕСТНИК ТОГУ. 2023. № 2 (69)
Монтаж уровнемеров может выполняться непосредственно на крышу резервуара или в специальные опускные трубы. Опускная труба, как правило, жестко крепиться к днищу резервуара и через подвижное сальниковое уплотнение к крыше, однако возможно жесткое крепление опускной трубы к крыше резервуара и подвижное у днища. Для резервуаров СУГ опускная труба приваривается к переходному фланцу, который зажимается между фланцем резервуара и уровнемером, но возможны и другие конструкции.
Для измерения плотности [7] в основном применяются гидростатический, буйковый и ручной методы, в то время как стационарные вибрационные или кориолисовы плотномеры в резервуарном учете практически никогда не применяются из-за высокой стоимости и сложности автоматического отбора усредненной пробы.
Гидростатический метод измерения плотности основан на измерении веса столба жидкости и применяется наиболее часто. На практике существует несколько реализаций этого метода:
- На стенку резервуара устанавливается датчик гидростатического давления (избыточного давления) высокого класса точности (0,04-0,015). После измерения с помощью уровнемера высоты столба жидкости над датчиком давления и избыточное давление, созданное этим столбом, вычисляется плотность продукта при текущих условиях. Для резервуаров, находящихся под избыточным давлением, в парогазовом пространстве устанавливается дополнительный датчик избыточного давления. Для измерения плотности с достаточной точностью, уровень продукта над датчиком давления должен быть не менее двух метров.
- На стенке резервуара устанавливается два датчика избыточного давления (или один датчик перепада давления). Для измерения плотности с достаточной точностью, разница по высоте между точками врезки должна быть не менее двух метров.
- Применяется устройство, по своей сути являющееся датчиком перепада давления, но выполненное в едином корпусе, как правило в виде штанги длиной около двух метров, и опускающееся вертикально в резервуар.
К преимуществам гидростатического метода следует отнести простоту реализации, низкую стоимость и простую процедура поверки. При этом для обеспечения приемлемой точности необходим достаточно высокий уровень взлива, а для резервуаров с понтоном необходима коррекция по весу понтона. Кроме того, следует учитывать, что во время хода в резервуар, движущаяся масса продукта создает дополнительную погрешность.
Буйковый метод состоит в измерении веса буйка, находящегося в измеряемом продукте. Данный метод позволяет измерять плотность продукта в любой точке по высоте, а также среднюю плотность. Точность измерения зависит от конструкции весового модуля и у современных устройств не уступает гидростатическому методу. Достоинствами метода являются возможность измерения плотности в любой точке независимо от уровня взлива, возможность измерение средней плотности и возможность реализация функций плотномера и
ВЕСТНИК ТОГУ. 2023. № 2 (69)
уровнемера в одном приборе. Важно отметить, что избыточное давление или вес понтона не влияют на измерение плотности. Однако такой метод может быть применен только для измерения светлых нефтепродуктов и СУГ. Также возможен ручной отбор пробы с измерением плотности в лаборатории или экспресс методом. Часто используется значение плотности из паспорта качества резервуара (значение плотности, приведенное к стандартным условиям). Преимущество такого метода в точности полученного значения плотности, а недостаток состоит в неоперативности таких измерений.
Показания температуры используются для корректировки геометрических параметров резервуара (расширение стенок, изменение высоты) или для приведения объема и плотности к стандартным условиям (или наоборот, приведения лабораторной плотности к условиям измерения). Для этих целей точность измерения температуры 0,250С считается достаточной.
Для измерения температуры в небольших резервуарах (до 1000 м3) как правило применяют одноточечные термопреобразователи, в то время как для резервуаров большого объема используются многоточечные приборы с шагом установки сенсоров 1-3 метра, при этом при расчете средней температуры принимаются показания только сенсоров, погруженных в продукт. Для измерения температуры СУГ датчики должны устанавливаться в жидкой и парогазовой фазе.
Передача информации от уровнемеров, плотномеров и измерителей температуры в систему верхнего уровня или на вычислитель выполняется по цифровому протоколу.
Задача измерения уровня подтоварной воды в резервуарах с приемлемой точностью является технически сложной в силу следующих причин:
- уровень подтоварной воды в резервуарах обычно составляет от нескольких сантиметров до полуметра;
- днище резервуара имеет уклон от центра к краям, измерения выполняют, как правило, ближе к центру, а основное количество воды собирается вдоль стен;
- в резервуарах с нефтью и темными нефтепродуктами имеются твердые отложения и значительный эмульсионный слой;
- наличие «мертвой зоны» (50-200 мм) для всех измерительных приборов, т.е. измерения не могут выполнятся от самого днища резервуара, всегда существует некоторая погрешность;
Для измерения уровня подтоварной воды используют емкостный, буйковый и гидростатический методы.
Емкостной метод применяется наиболее часто, причем для нефти и нефтепродуктов используются разные приборы, т.к. нефть обладает небольшой электропроводностью. Конструктивно измерительный прибор выполняется в виде электрода, помещенного в металлический трубный футляр, устанавливаемый вертикально с помощью подвеса на дно резервуара. Емкостные уровнемеры требуют калибровки в месте установки, что на резервуарах выполнить практически невозможно, поэтому точность измерения низкая.
ВЕСТНИК ТОГУ. 2023. № 2 (69)
Буйковый метод (сервоуровнемер) состоит в определении точки изменения плотности продукта (изменения выталкивающей силы, что для современных сервоуровнемеров является стандартной встроенной функцией. Данный метод возможно применить только для светлых нефтепродуктов и при достаточно большом уровне подтоварной воды (не менее 50-100мм). Кроме того, измерение подтоварной воды не может выполняться во время хода в резервуар, т.к. необходимо опускать буек до самого дна, что невозможно выполнить при движении нефтепродукта в резервуаре.
Гидростатический метод использует зависимость веса столба жидкости от плотности продукта и требует наличия двух точек измерения (отбора), одна из которых должна располагаться в зоне подтоварной воды, а вторая - в зоне нефтепродукта. Соответственно требуется установка двух датчиков гидростатического давления (или одного датчика перепада давления) и калибровки системы по плотности нефтепродукта при текущих условиях измерения. Нижняя точка отбора должна быть выше уровня возможного отложений загрязнений (400-500 мм от днища), таким образом, для приемлемой точности измерения уровень подтоварной воды должен быть на 300-500 мм выше нижней точки отбора, что требует поддержания достаточно высокого уровня подтоварной воды. Этот метод также не дает возможности четко разделить чистую подтоварную воду и эмульсионный слой.
На практике измерение подтоварной воды при коммерческом учете выполняется редко, и, как правило, имеет технологический характер. Обычно после отстоя резервуара, подтоварная вода дренируется полностью (до чистого нефтепродукта), и по уменьшению общего количества продукта в резервуаре определяется объем подтоварной воды. При дренировании воды в специальную дренажную емкость, объем подтоварной воды может определяться по прибытию в дренажной емкости.
Алгоритмы вычисления массы нефтепродукта могут быть реализованы в специальных устройствах - вычислителях (микропроцессорных устройствах с набором интерфейсов для подключения полевых устройств, рабочей станции для конфигурирования и операторского интерфейса, и интерфейса для подключения к DCS или SCADA), а также в специализированном программном обеспечении на рабочей станции оператора. Иногда алгоритмы реализуют на DSC или SCADA системах с последующей аттестацией.
Следует подчеркнуть, что основной вклад в погрешность измерения массы в системах с буйковым или радарным уровнемером вносит механический монтаж приборов. Наилучшие показатели измерения будут в случае установки уровнемера в измерительный колодец (опускную трубу), жесткого крепления измерительного колодца у днища резервуара, и монтаж резервуара на жестком основании с минимальным движением днища при наливе.
Современные системы измерения массы нефтепродуктов
На сегодняшний день на российском рынке решения по системам коммерческого учета нефтепродуктов в резервуарах предлагают следующие компании: Enraf (Enraf by Honeywell) с системой Entis Pro; Rosemount Tank Radar AB (SAAB AB) с системой TRL/2; Endress+Hauser с системой Tank Gauging;
ВЕСТНИК ТОГУ. 2023. № 2 (69)
Innovative Measurement Methods Inc с системой MTG. Также существует и другие системы измерения, например, Valcom TSS/Oil, Альбатрос, КИМЖ от ОАО «Промприбор», и т.п., однако данные системы имеют ничтожную долю на рынке, невысокое техническое качество, слабую техническую и сервисную поддержку, поэтому здесь не рассматриваются.
Система Entis Pro компании Honeywell Enraf Tanksystems [8] строится на базе либо сервоуровнемера, либо радарного уровнемера и включает в себя одно или многоточечный датчик температуры, датчик гидростатического и датчик избыточного давления для измерения плотности, датчик уровня подтоварной воды, резервуарный индикатор, модуль подключения полевых шин CIU Prime, модуль вычислителя CIU Plus, набор программного обеспечения для конфигурирования и интерфейса оператора, а также существует возможность ручного ввода плотности нефтепродукта.
Для светлых нефтепродуктов предпочтительным является использование сервоуровнемера, который имеет высокую надежность (срок службы более 20 лет) и стабильные метрологические характеристики. В комплекте с сервоуровнемером обычно применяют датчик температуры, а в применении датчиков гидростатического давления (плотности) и датчика подтоварной воды нет необходимости. Поверка сервоуровнемера выполняется без демонтажа с резервуара с помощью эталонного груза, для чего на уровнемере предусмотрена специальная калибровочная камера.
Сервоуровнемеры могут так же использоваться в системах измерения нефти и темных нефтепродуктов, но при этом прибор работает, как правило, в режиме «отслеживания уровня». Погружения буйка и троса в нефтепродукт склонный к налипанию приводит к ухудшению метрологических характеристик и требует периодической чистки прибора.
Система измерения Entis Pro на базе радарного уровнемера позволяет работать с любым типом нефтепродуктов, причем есть версии приборов для работы в открытом пространстве, в опускных трубах различных диаметров, а также для измерения СУГ. В комплект входит измеритель температуры, датчики давления для измерения плотности и датчик подтоварной воды. Версии для СУГ устанавливаются в опускную трубу, причем в определенных точках трубы могут быть установлены калибровочные штыри, позволяющие проводить калибровку без демонтажа уровнемера.
Измеритель температуры, датчик подтоварной воды, датчики давления, резервуарный индикатор подключаются к специальным платам радарного или сервоуровнемера по цифровым протоколам. Уровнемеры по специализированному цифровому каналу подключаются к модулю CIU-Prime. На один канал возможно подключение до 32 устройств. Топология сети - дерево или шина, протяженность сегмента до трех километров, без терминальных устройств.
Модуль CIU-Prime имеет интерфейс RS-485 Modbus-RTU, позволяющий внешним системам получать информацию непосредственно от измерительных приборов. К модулю подключается вычислитель CIU-Plus, в который загружа-
ВЕСТНИК ТОГУ. 2023. № 2 (69)
ются параметры измерительных систем, градуировочные таблицы, выбираются алгоритмы расчета объема и массы, так же могут учитываться вес понтона, изменение геометрии резервуара от температуры, объем и масса паров. Вычислитель CIU-Plus имеет интерфейсы RS-485 (232) Modbus-RTU для подключения станции оператора или внешней системы.
К одному модулю CIU-Prime может подключаться несколько полевых шин, а к одному CIU-Plus несколько CIU-Prime. Поскольку все алгоритмы вычисления массы выполняются в вычислители, вариант интерфейса и используемой SCADA системы не может повлиять на метрологические характеристики системы (интерфейс системы учета может быть реализован в DCS резервуарного парка и не требует метрологической аттестации). Собственный пользовательский интерфейс слаб, поэтому часто используют стороннюю SCADA систему.
Система TRL/2 компании Rosemount Tank Radar AB (SAAB AB) [9] строится исключительно на базе радарного уровнемера. Система обладает высокой надежностью и предполагает работу в течение более 20 лет без ухудшения метрологических характеристик. Существует несколько поколений уровнемеров: TRL/2, Pro, REX, Raptor, причем приборы всех поколений могут работать в одной общей системе учета. В зависимости от условий измерения и среды применяются различные рабочие частоты и типы антенн: параболические, рупорные, планарные. В комплект системы измерения может входить: одно или многоточечный датчик температуры, датчики гидростатического и избыточного давления для измерения плотности, емкостной уровнемер подтоварной воды (может быть выполнен совместно с многозонным датчиком температуры), резервуарный индикатор. Все дополнительные приборы подключаются к радарному уровнемеру по цифровому протоколу (датчики температуры могут подключаться непосредственно на специальную плату уровнемера). Есть версии уровнемеров для СУГ, устанавливаемые в опускную трубу, причем в некоторых точках трубы могут быть установлены калибровочные штыри, позволяющие проводить калибровку без демонтажа уровнемера.
Уровнемеры по специализированному цифровому каналу подключаются к модулю FCU. На один канал возможно подключение до 32 устройств. Топология сети - дерево или шина, протяженность сегмента до трех километров, без терминальных устройств. К одному модулю FCU подключается до четырех полевых шин, модули FCU также могут объединяться резервированной цифровой шиной в единую систему. В отличие от системы Entis Pro в системе TRL/2 нет специального вычислителя и непосредственно к модулю FCU подключается рабочая станция со специализированным программным обеспечением, в котором реализованы алгоритмы расчета массы. Вся конфигурация системы и градуировочные таблицы также хранятся на рабочей станции. Система обладает полным функционалом, включая ввод лабораторной плотности, веса понтона, изменения геометрии резервуара от температуры и т.д. Обмен информацией с системами верхнего уровня осуществляется через рабочую станцию по протоколу ОРС. Рабочая станция может имитировать Modbus slave
ВЕСТНИК ТОГУ. 2023. № 2 (69)
устройство. Собственный интерфейс системы достаточно хорошо развит, например, есть возможность ведения трендов, регистрации событий, построения отчетов.
Система резервуарного учета Tank Gauging, производимая компанией Endress+Hauser [10] строится на базе либо сервоуровнемера, либо радарного уровнемера, так же включает в себя одно или многоточечный датчик температуры, датчик гидростатического и датчик избыточного давления для измерения плотности, датчик уровня подтоварной воды, полевой преобразователь Tank Side Monitor, преобразователь (вычислитель) Tankvision (набор специальных модулей Tankvision Tank Scanner NXA820, Tankvision Data Concentrator NXA821, Tankvision Host Link NXA822), набор программного обеспечения для конфигурирования и интерфейса оператора. По набору полевых приборов система Endress+Hauser схожа с системой Enraf.
Для светлых нефтепродуктов предпочтительным является использование сервоуровнемера, в комплекте с которым обычно применяют датчик температуры. Сервоуровнемеры могут также использоваться в системах измерения нефти и темных нефтепродуктов в режиме «отслеживания уровня», кроме того, предлагаются версии для работы с СУГ.
Система измерения может быть построена на базе радарного уровнемера в комплекте с измерителем температуры, датчиками давления для измерения плотности и датчиком подтоварной воды. Радарный уровнемер может работать с любым типом нефтепродуктов, есть версии приборов для работы в открытом пространстве, в опускных трубах различных диаметров. При этом версии для измерения СУГ нет, для этой цели рекомендуют использовать буйковый уровнемер с установкой через шаровой кран.
Для организации системы учета все полевые приборы подключаются по протоколу HART к специальному полевому преобразователю Tank Side Monitor (NRF590). Tank Side Monitor одновременно является полевым индикатором и концентратором данных от полевых приборов. Tank Side Monitor позволяет читать первичные данные полевых приборов (уровень, температура, давление, уровень подтоварной воды) по протоколу RS-485 MODBUS (именно первичные данные без каких-либо пересчетов). Однако, если система строится на основе сервоуровнемера, то концентратором данных будет сам сервоуровнемер и Tank Side Monitor можно не использовать, но в этом случае будет отсутствовать резервуарный индикатор. Это объясняется тем, что сервоуровнемер разработан японской компанией SAKURA для собственной системы учета, а Endress+Hauser применяет его для закрытия ниши в резервуарном учете, в первую очередь в измерении СУГ.
Для построения системы учета Tank Gauging должен использоваться контроллер Tankvision Tank Scanner NXA820, который хранит конфигурацию резервуаров и выполняет расчет объема и массы нефтепродукта. Один Tank Scanner позволяет подключать до 15 резервуаров (придется использовать повторители для RS-485). Интерфейс оператора обеспечивается встроенным
ВЕСТНИК ТОГУ. 2023. № 2 (69)
WEB-сервером.Для наращивания системы необходимо устанавливать дополнительные модули Tank Scanner и контроллер Tankvision Data Concentrator NXA821, обеспечивающий интеграцию данных и единый интерфейс от нескольких Tank Scanner. Для интеграции с DCS или передачи данных на уровень предприятия необходим контроллер Tankvision Host Link NXA822, обеспечивающий обмен через MODBUS или OPC протокол.
Таким образом, при построении системы свыше 15 резервуаров необходим весьма значительный набор оборудования с соответствующей стоимостью. Поэтому часто предлагается полевое оборудование от Endress+Hauser, а контроллер и программное обеспечение от третьего производителя, при этом алгоритмы расчета объема и массы разрабатываются для конкретного заказчика инжиниринговой компанией с последующей аттестацией. Следует отметить, что системы резервуарного учета не являются основным направлением компании Endress+Hauser, поэтому техническая поддержка такого оборудования развита недостаточно хорошо.
Система резервуарного учета MTG компании Innovative Measurement Methods Inc основана на гидростатическом методе измерений. Измерительная часть представляет из себя трубные измерительные секции от 0,5 до 3,5 метров, соединяемые между собой до необходимой длины, в каждой секции установлен датчик давления и температуры. В комплект также входит модуль Tank Gauge Interface (TGI) - выполняющий функции резервуарного индикатора и преобразователя интерфейса, обеспечивающего передачу результатов измерений по протоколу RS-485 Modbus-RTU. Так же можно использовать модуль E\TGI с подключением по оптоволоконному Ethernet каналу и имеющего встроенный WEB-интерфейс. В качестве вычислителя используется компьютер со специализированным программным обеспечением. Система не пригодна для измерения темных нефтепродуктов и СУГ. Измерение уровня подтоварной воды при уровне ниже полуметра и различение границ эмульсионного слоя принципиально невозможно.
Заключение
Таким образом, в настоящее время для задачи измерения массы нефтепродуктов в резервуарах наиболее часто, по крайней мере, на малых и средних предприятиях, применяются косвенные методы измерения, среди которых наибольшее распространение нашли буйковый, радарный и гидростатический методы, позволяющие проводить измерения с приемлемой для коммерческого учета точностью.
Наиболее широкий спектр измерительных систем, решающих задачи измерения массы продукта, поставляется тремя компаниями: Enraf, Rosemount Tank Radar AB и Endress+Hauser. Каждая из предлагаемых систем обладает своим набором преимуществ и недостатков, поэтому выбор какой-либо модели системы носит компромиссный характер и в значительной степени зависит от конкретных условий применения.
ВЕСТНИК ТОГУ. 2023. № 2 (69)
Библиографические ссылки
1. Зоря Е.И., Яковлев А.Л., Ларионов С.В. Определение массы сжиженных углеводородных газов при приеме, хранении и отпуске потребителям. М.: Издат. дом «Недра», 2012. 197 с.
2. Измерение массы, объема и плотности / С.И. Гаузнер, С.С. Кивилис, А.П. Осокина, А.Н. Павловский. М.: Изд-во стандартов. 1982. 528 с.
3. Кабачный К.А. Гидростатический метод измерения массы нефти и нефтепродуктов // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2008, № 2. С. 16-17.
4. Борминский С.А., Скворцов Б.В., Солнцева А.В. Методы измерений количественных и качественных характеристик жидких энергоносителей. Самара : СНЦ РАН, 2012. 222 с.
5. Применение метода совокупноокосвенных измерений массы нефтепродуктов при мониторинге параметров резервуарных парков / А.В. Солнцева, С.А. Борминский, А.Н. Малышева-Стройкова, Е.А. Силов // Известия Самарского научного центра РАН. 2013. Т. 15, № 6. С. 197-200.
6. ГОСТ 8.587-2019. Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти и нефтепродуктов. Методики (методы) измерений. М.: Стандар-тинформ, 2019. 45 с.
7. ГОСТ 3900-2022. Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности. М.: Стандартинформ, 2022. 133 с.
8. Компания Enraf Tanksystems. URL: https://www.enraf-tankgauging.com (дата обращения: 25.04.2023).
9. Компания Rosemount Tank Radar AB. URL: https://www.radarmaster.ru/kat-alog/sistemy-izmereniya-massy (дата обращения: 25.04.2023).
10. Компания Endress+Hauser. URL: https://www.ru.endress.com/ru/Tailor-
made-field-instrumentation (дата обращения: 25.04.2023).
Title: Methods and Systems for Measuring the Mass of Oil and Oil Products in a Tank
Authors’ affiliation:
Bagrin E. V. - Branch of Rusinvest LLC - TNPZ, Tyumen, Russian Federation Levenets A. V. - Pacific National University, Khabarovsk, Russian Federation
Abstract: The article gives a brief overview of the known methods for measuring the mass of oil products in the tanks of tank farms and oil storage facilities. There are also considered the most common systems for measuring the mass of an oil product, developed by the leading manufacturers of measuring instruments for the corresponding application. The main advantages and disadvantages of such systems from the point of view of practical application are shown.
Keywords: oil product mass, tank, level measurement methods, density measurement methods, temperature measurement methods, mass measurement system
