Определение среднего значения температуры нефти и нефтепродуктов в РВС Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

ТРАНСПОРТ И ХРАНЕНИЕ НЕФТИ И ГАЗА

УДК 531.7:624.953+621.645:665.7

Р.М. Валеев, аспирант КНИТУ, инженер, e-mail: valey-rinat@ya.ru; Э.Р. Валиев, аспирант КНИТУ, инженер, e-mail: edshiftik@gmail.com, отдел РМИ ООО «СТП»

Определение среднего значения температуры нефти и нефтепродуктов в РВС

В статье проводится исследование градиента температуры нефти и нефтепродуктов по высоте вертикальных цилиндрических резервуаров и его влияние на расчет средней температуры и массы продукта в РВС.

Ключевые слова: нефть, нефтепродукты, резервуары, средняя температура, масса.

Постоянный рост цен на энергоресурсы ставит перед владельцами нефтедобывающих и нефтеперерабатывающих предприятий, а также перевалочных организаций задачу постоянного повышения точности измерений нефти и нефтепродуктов. Однако это влечет за собой увеличение стоимости оснащения и обслуживания резервуарных парков, увеличение временных затрат и усложнение самого процесса учета. Нахождение компромисса между этими двумя крайностями является одной из актуальных задач метрологов. В настоящее время вертикальные стальные цилиндрические резервуары (далее - РВС) широко применяются при первичной подготовке нефти и процессах перевалки нефти и нефтепродуктов. Измерения в РВС производятся при резервной схеме учета нефти и нефтепродуктов, а также при инвентаризации продукта по предприятию. Однако достоверный учет нефти в РВС усложняется тем, что нефть является многокомпонентной средой с переменным по времени и пространству составом. В жидкой фазе имеются растворенные газовые компоненты, которые выделяются при изменении внешних условий. Кроме того, температура продукта по высоте РВС также неоднородна. Тем самым в РВС постоянно происходят процессы тепло- и массообмена, которые оказывают существенное влияние при измерении рабочих параметров продукта. Измерение массы нефти и нефтепродуктов в РВС производится косвенным

методом статических измерений согласно ГОСТ Р 8.595 [1], и результат получают произведением средней плотности при средней температуре на объем продукта, приведенные к одинаковым условиям (к рабочим или стандартным):

М^оа6-Роа6=^0-Р20=^Р15,

(1)

t,=(t +3-t +t )/5,

V_PMr * ниж ср верх'/ '

(2)

Формула (2) означает, что для нахождения средней температуры было принято квадратичное распределение температуры нефти или нефтепродукта по высоте РВС. Однако стандарт [3] предписывает для нахождения средней температуры продукта в мере вместимости формулу, использующую линейное распределение:

где М - масса нефти или нефтепродуктов, кг;

Ура6, У20, У15 - объем продукта, приведенный к рабочим или стандартным условиям (20 или 15 °С) соответственно, м3; Рраб, Р20, Р15 - плотность продукта, приведенная к рабочим или стандартным условиям (20 или 15 °С) соответственно, кг/м3.

Определение средней температуры продукта в резервуаре согласно РМГ 86 [2] производится по формуле:

tV =(t +t +t )/3,

V_API 4 ниж ср верх'/ '

(3)

где ^_РМГ - средняя температура продукта в резервуаре согласно РМГ 86 [2], °С; ^иж - температура нефти на уровне нижнего среза приемно-раздаточного патрубка (хлопушки) по внутреннему диаметру или температура нефтепродукта на уровне на 250 мм выше днища резервуара, °С;

- температура продукта на уровне середины высоты столба нефти или нефтепродукта, °С;

^ - температура продукта на уровне на 250 мм ниже поверхности нефти или нефтепродукта, °С.

где ^ АР1 - средняя температура нефти или нефтепродукта в резервуаре согласно [з], °С.

Несомненно, данные методы обладают простотой и удобством реализации. Однако возникает вопрос: насколько достоверными могут считаться эти методы с учетом возрастающих требований точности учета энергоресурсов? С целью оценки допустимости применения данных формул для нахождения средней температуры нефти и нефтепродуктов в РВС были проведены экспериментальные исследования с использованием многоточечных датчиков температуры. На основе показаний датчиков (производилось до 11 измерений по высоте РВС) было проанализировано распределение температуры нефти по высоте резервуаров объемом 1000, 5000 и 40 000 м3 и определено отклонение действительной средней температуры нефти от рассчитанных по формулам (2) и (3). Абсолютные значения полученных отклонений приведены на рисунке 1. Стоит отметить, что минимальный

72

№ 2 февраль 2014 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ

OIL AND GAS TRANSPORTATION AND STORAGE

Рис. 1. Отклонение средней температуры нефти, рассчитанной по Рис. 2. Результаты расчета относительного отклонения определения

формулам (2) и (3) от действительной массы нефти в РВС с применением формул (2) и (3) от действительной

градиент температуры по высоте РВС составил 0,5, а максимальный - 4,4 °С, что соответствует данным, приведенным в [4]. Наибольший градиент температуры наблюдается в резервуарах с более теплым слоем продукта в нижней части меры вместимости. Минимальный уровень наполнения резервуаров при проведении исследований составил 8 м. Далее было проведено исследование влияния метода определения температуры продукта на результат измерения массы нефти в РВС. При расчете массы нефти было принято допущение об однородности состава нефти (постоянство плотности нефти при стандартных условиях) по высоте резервуара.

Результаты расчета относительного отклонения определения массы нефти в РВС с применением формул (2) и (3) от действительной приведены на рисунке 2.

по результатам проведенных исследований могут быть сделаны следующие выводы:

1. Максимальное относительное отклонение определения массы продукта по формуле (2) составило ±0,018 %, по формуле (3) ±0,056 %, что на порядок ниже требуемой точности измерения массы нефти согласно ГОСТ Р 8.595 [1].

2. Наибольший градиент температуры по высоте РВС наблюдается в резерву-

арах с более теплым слоем продукта в нижней части меры вместимости. И применение формулы (2) с квадратичным распределением температуры по высоте РВС приводит к более точному расчету плотности и измерению массы нефти и нефтепродуктов. 3. При проведении инвентаризации и учетных операций среднюю температуру продукта в РВС следует определять по не менее чем трем значениям температуры, измеренным согласно пояснениям к формуле (2). В противном случае необходимо вводить дополнительную погрешность, учитывающую влияние неточности средней температуры на массу продукта в мерах вместимости.

УДК 531.7:624.953+621.645:665.7

R.M. Valeev, PhD candidate of Kazan National Research Technological University, Engineer, e-mail: valey-rinat@ya.ru; E.R. Valiev, PhD

candidate of Kazan National Research Technological University, Engineer, e-mail: edshiftik@gmail.com, RMI Department of STP LLC

Defining average temperature of oil and oil products in vertical steel tanks

The article contains study of oil and oil products temperature gradient depending on the height of vertical cylindrical tanks and its

effect on calculation of the product temperature and mass in vertical steel tanks.

Keywords: oil, oil products, tanks, average temperature, mass.

References:

1. GOST R 8.595-2004 Gosudarstvennaya sistema obespecheniya edinstva izmerenyi. Massa nefti i nefteproduktov. Obtshie trebovaniya k metodikam vypolneniya izmerenyi (State system for ensuring uniformity of measurements. Oil and oil products mass. General requirements for measurement methods).

2. RMG 86-2009 «Gosudarstvennaya sistema obespecheniya edinstva izmerenyi. Massa nefti. Metodika vypolneniya izmerenyi v vertikal'nykh rezervuarakh v sisteme magistral'nogo nefteprovodnogo transporta. Osnovnye polozheniya» (State system for ensuring uniformity of measurements. Oil mass. Methods of measurements in vertical tanks in the system of oil main pipeline transportation. General provisions).

3. API Manual of Petroleum Measurement Standards Chapter 7, Temperature Determination (includes Addendum 1 dated October 2011).

4. Baetke L. Analyse der Temperaturverteilung in Raffinerietanks. Bachelorarbeit Technische Universirät Hamburg-Harburg, 2012.

Литература:

1. ГОСТ Р 8.595-2004 Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений.

2. РМГ 86-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти. Методика выполнения измерений в вертикальных резервуарах в системе магистрального нефтепроводного транспорта. Основные положения».

3. API Manual of Petroleum Measurement Standards Chapter 7, Temperature Determination (includes Addendum 1 dated October 2011).

4. Baetke L. Analyse der Temperaturverteilung in Raffinerietanks. Bachelorarbeit Technische Universitëtt Hamburg-Harburg, 2012.

ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ № 2 февраль 2014

73