RU170698U1 - Устройство учета сжиженных углеводородных газов при хранении в резервуарах - Google Patents

Abstract

Полезная модель относится к области учета сжиженных углеводородных газов (далее СУГ) и, в частности, к измерениям массы СУГ при хранении на автомобильных газозаправочных станциях и многотопливных автозаправочных станциях. Технический результат заключается в повышении точности учета СУГ при хранении в резервуарах и обеспечивается благодаря учету отличия температур жидкой и паровой фаз СУГ в резервуаре и их влияния на температурное расширение резервуара. Устройство учета СУГ содержит резервуар для хранения СУГ, средство определения уровня, выполненное с возможностью определять уровень H раздела жидкой и паровой фаз СУГ, по меньшей мере, три датчика температуры, закрепленных в нижней, средней и верхней частях резервуара, и прикрепленный к резервуару блок обработки. Причем блок обработки выполнен с возможностью определения температуры tжидкой и температуры tпаровой фаз на основании данных, полученных от датчиков температуры, и с возможностью определения объема, занимаемого жидкой Vи паровой Vфазами, на основании известных объема Vи формы резервуара и определенного уровня H. Также блок обработки выполнен с возможностью корректировать объем, занимаемый жидкой и паровой фазами с учетом температурного расширения резервуара. 4 з.п. ф-лы, 7 табл.

Description

Область техники, к которой относится полезная модель

Полезная модель 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), 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, 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 учета температурного расширения резервуара, хранящего жидкую и паровую составляющие СУГ, 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), которое 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, жестко закрепленных в горловине резервуара, и измерительный блок. Конденсаторы служат для калибровки прибора, причем первый конденсатор находится в паровом пространстве резервуара, второй конденсатор размещен в жидкой среде. При этом эти конденсаторы выполнены плоскими, установлены горизонтально и жестко закреплены на верхнем и нижнем торцах третьего конденсатора. Вертикально расположенный коаксиальный третий конденсатор расположен между калибровочными первым и вторым конденсаторами и изменяет свою емкость в зависимости от уровня заполнения резервуара. Устройство для измерения уровня жидкости может работать в режиме непрерывного измерения во всем диапазоне наполнения резервуара от минимальной до максимальной величины.

Однако в данном решении не раскрывается учета температурного расширения резервуара, хранящего жидкую и паровую составляющие СУГ, что приводит к снижению точности учета СУГ при хранении в резервуарах.

Известны источники RU 2454661 C2, 27.06.2012; RU 2277200 C2, 27.05.2006; WO 2010066813 A1, 17.06.2010; CN 202748106 U, 20.02.2013.

Заявитель проанализировал упомянутые источники и сообщает, что

- в RU 2454661 раскрыт способ прогнозирования сроков хранения углеводородных горючих в средствах хранения и не раскрывается учета температурного расширения резервуара, хранящего топливо, для повышения точности учета;

- в RU 2277200 раскрыта заправочная станция сжиженных углеводородных газов, которая решает задачу выявления утечки газа через изменение веса резервуара СУГ с учетом изменяющихся условий, т.е. с учетом возможной выдачи газа потребителю и с учетом дополнительного наполнения резервуара, в данном решении не предлагается учета температуры топлива или резервуара;

- в WO 2010066813 A1 раскрыто устройство для обнаружения наличия воды в резервуаре с углеводородами, но в данном решении не предлагается учета температуры углеводородов или резервуара;

- в CN 202748106 U раскрыто устройство определения уровня воды и нефти в резервуаре, но в данном решении не предлагается учета температуры нефти или резервуара.

Раскрытие полезной модели

В одном аспекте полезной модели раскрыто устройство учета сжиженных углеводородных газов (СУГ), содержащее:

резервуар для хранения СУГ;

средство определения уровня, выполненное с возможностью определять уровень H раздела жидкой и паровой фаз СУГ в резервуаре, причем средство определения уровня закреплено в резервуаре;

по меньшей мере три датчика температуры, закрепленных в нижней, средней и верхней частях резервуара;

прикрепленный к резервуару блок обработки, функционально связанный с возможностью обмена данными посредством линий связи со средством определения уровня и датчиками температуры, выполненный с возможностью определения температуры t_ж жидкой и температуры t_п паровой фаз на основании данных, полученных от датчиков температуры, и с возможностью определения объема, занимаемого жидкой V_ж и паровой V_п фазами, на основании известных объема V_РЕЗ и формы резервуара и определенного уровня H;

причем блок обработки выполнен с возможностью корректировать объем, занимаемый жидкой и паровой фазами, с учетом температурного расширения резервуара.

В дополнительных аспектах раскрыто, что блок обработки выполнен с возможностью определять плотность ρ_ж жидкой и плотность ρ_п паровой фаз СУГ на основании известного компонентного состава СУГ либо определять плотность ρ_ж жидкой и плотность ρ_п паровой фаз СУГ на основании показаний плотномеров, опционально установленных в резервуаре и функционально связанных с возможностью обмена данными посредством линий связи с блоком обработки;

причем блок обработки выполнен с возможностью определять массу М_ж жидкой фазы СУГ как произведение определенной плотности ρ_ж жидкой фазы СУГ и скорректированного объема, занимаемого жидкой фазой СУГ в резервуаре, определять массу М_п паровой фазы СУГ как произведение определенной плотности ρ_п паровой фазы СУГ и скорректированного объема, занимаемого паровой фазой СУГ в резервуаре;

причем блок обработки выполнен с возможностью учета СУГ посредством вычисления общей массы M_о СУГ в резервуаре посредством суммирования массы М_ж жидкой фазы и массы М_п паровой фазы СУГ в резервуаре.

В дополнительных аспектах раскрыто, что блок обработки выполнен с возможностью определять t_ж и t_п следующим образом:

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

,

,

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

t_в - температура, измеренная на верхнем уровне;

t_н - 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, t_ж и t_п вычисляют следующим образом:

,

t_п=t_в;

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

t_ж=t_н,

;

г) если уровень жидкой фазы СУГ в резервуаре меньше нижнего уровня, t_ж и t_п вычисляют следующим образом:

t_ж=t_н,

.

В дополнительных аспектах раскрыто, что устройство дополнительно содержит закрепленный в резервуаре датчик давления, функционально связанный линиями связи с блоком обработки, причем блок обработки выполнен с возможностью определять плотность ρ_п паровой фазы СУГ по формуле

,

где P - давление, измеренное датчиком давления;

R - газовая постоянная,

Z - фактор сжимаемости, причем

фактор сжимаемости Z является известной функцией приведенного давления Р_пр и приведенной температуры Т_пр

.

где Р_пр - приведенное давление, которое вычисляется как отношение давления P к известному для конкретных компонентов СУГ критическому давлению P_кр; T_пр - приведенная температура, которая вычисляется как отношение абсолютной температуры T СУГ к известной для конкретных компонентов СУГ критической температуре T_кр.

В дополнительных аспектах раскрыто, что блок обработки выполнен с возможностью корректировать объем, занимаемый жидкой и паровой фазами, с учетом температурного расширения частей резервуара на основании формулы:

V_РЕЗ(t)=V_Д20 ^рез⋅[1+2⋅α_ст⋅(t-20)],

где t - температура резервуара, V_Д20 ^рез - известный объем резервуара при 20 градусах Цельсия, α_ст - температурный коэффициент линейного расширения материала стенки резервуара.

Основной задачей, решаемой заявленной полезной моделью, является обеспечение высокой точности учета СУГ при хранении в резервуарах.

Сущность полезной модели заключается в том, что при измерении массы СУГ через определение объема и плотности СУГ в резервуаре дополнительно учитывается расширение резервуара, что обеспечивает более точное вычисление общей массы СУГ, хранимых в резервуаре.

Технический результат, достигаемый решением, заключается в повышении точности учета СУГ при хранении в резервуарах и обеспечивается благодаря учету температурного расширения резервуара.

Осуществление полезной модели

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, и устройство для реализации этого способа.

Исходными данными для определения массы СУГ при хранении в резервуарах АГЗС являются по меньшей мере следующие параметры, часть из которых может быть необязательной:

- компонентный состав жидкой фазы СУГ (по данным паспорта или по результатам хроматографического анализа) x_{m i}, % массовые;

- молекулярные массы μ и критические параметры Р_кр и Т_кр индивидуальных углеводородов, входящих в состав СУГ;

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

- значения давления насыщенных паров P_S, 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 - t_ж и t_п, °C;

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

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

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

Уровень раздела фаз СУГ H 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 H по градуировочной таблице определяют соответствующее этому уровню значение объема V_ж20.

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

,

где V_ж20 - объем жидкой фазы СУГ в резервуаре на измеряемом уровне H, определяемый по градуировочной таблице резервуара, составленной при температуре 20°C, м³;

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

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

t_ж - 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

,

где V_Д20 ^рез - действительная вместимость резервуара при температуре 20°C (по паспорту резервуара), м³;

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

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

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

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

а) если уровень жидкой фазы СУГ равен верхнему уровню

,

,

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

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

t_н - 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

,

t_п=t_в;

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

t_ж=t_н,

;

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

t_ж=t_н,

.

В одном варианте осуществления среднюю плотность жидкой фазы СУГ в резервуаре определяют с помощью преобразователей плотности жидкой фазы СУГ (таким 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 t_Ж вычисляют по компонентному составу в массовых процентах и величинам плотности индивидуальных углеводородов по формуле

,

где x_{m i} - массовая доля i-го компонента в составе жидкой фазы СУГ, %;

P_жi(t_ж) - плотность i-го компонента жидкой фазы СУГ при температуре t_ж, 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 ρ_п - плотность паровой фазы СУГ, кг/м³;

P - абсолютное давление, МПа;

t_п - температура паровой фазы СУГ, °C;

R - газовая постоянная, Дж/(кг⋅К);

Z - фактор сжимаемости.

Фактор сжимаемости Z является функцией приведенного давления Р_пр и приведенной температуры Т_пр

,

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

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

Критическое давление Р_кр и критическая температура Т_кр 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

М_ж=V_ж⋅ρ_ж,

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

ρ_ж - плотность жидкой фазы СУГ при температуре t_ж 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

M_п=V_п⋅ρ_п,

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

ρ_п - плотность паровой фазы СУГ при температуре t_п в резервуаре, кг/м³.

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

M=M_ж+M_п,

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 Т_кр и Р_кр для индивидуальных углеводородов, входящих в состав СУГ, приведены в таблице 2.

Состав смеси жидких углеводородов из массовых процентов x_m1, x_m2, …, x_{m n} в молярные проценты x₁, x₂, …, x_n пересчитывают по формуле

где x_{m i} - массовая доля i-го компонента в составе смеси СУГ, %;

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

μ_i - 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.

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 x_{m i} - массовая доля i-го компонента в составе смеси, %;

ρ_{ж i}(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 ρ_п - плотность паровой фазы СУГ, кг/м³;

P - абсолютное давление, МПа;

t_п - температура паровой фазы СУГ, °C;

R - газовая постоянная, Дж/(кг⋅K);

Z - фактор сжимаемости.

Фактор сжимаемости Z является функцией приведенного давления Р_пр и приведенной температуры Т_пр

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 P 52087 (см. таблицу 1).

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

,

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

x_i - 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

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

P_si - 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 P_s 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 μ_см, псевдокритической температуры Т_пк и псевдокритического давления Р_пк рассчитывают по формулам

,

,

,

где Т_пк, Т_{кр i} - псевдокритическая температура и критическая температура i-го компонента паровой фазы СУГ, K;

Р_пк, Р_{кр i} - псевдокритическое давление и критическое давление i-го компонента паровой фазы СУГ, МПа;

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

y_i - 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

, величина которого вычисляется методом последовательных приближений из выражения

,

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

- 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 Т_кр=305,4 K принята равной величине, обратно пропорциональной критическому объему ρ_кр=1/v_кр=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 t_п=-5°C и абсолютном давлении P_{s см} (-5°C)=0,284 МПа по формуле (3)

По величинам приведенного давления Р_пр=Р_{s см}/Р_пк=0,284/4,21=0,068 и приведенной температуры Т_пр=(273,15+t_п)/T_пк=(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 t_п=15°C и абсолютном давлении P_{s см} (15°C)=0,522 МПа по формуле (3)

По величинам приведенного давления Р_пр=Р_{s см}/Р_пк=0,522/4,20=0,124 и приведенной температуры Т_пр=(273,15+t_п)/T_пк=(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 устройство, реализующее способ, в котором сначала 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 ρ_ж 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 t_ж жидкой фазы СУГ и температуру t_п 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 ρ_п паровой фазы компонентов, входящих в состав СУГ, с помощью средства измерения плотности или вычисляют плотность ρ_п 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 x_{m i} - массовая доля i-го компонента в составе жидкой фазы СУГ, %; ρ_жi(t_ж) - плотность i-го компонента жидкой фазы СУГ при температуре t_ж, 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 Н раздела фаз СУГ в резервуаре, соответствующее этому уровню значение объема V_ж20 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 V_ж20. Понятно, что память может быть любым запоминающим устройством, известным в уровне техники, способным хранить необходимый объем информации необходимое время. Запоминающее устройство функционально соединено или встроено в блок обработки.

На следующем этапе способа вычисляют объем V_ж(t_ж) жидкой фазы СУГ в резервуаре при температуре t_ж по формуле V_ж(t_ж)=V_ж20⋅[1+2⋅α_ст⋅(t_ж-20)] при помощи блока обработки, где α_ст - температурный коэффициент линейного расширения материала стенки резервуара, принимаемый равным для стали α_ст=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 t_ж и объеме V_ж20 по формуле вычисляет V_ж(t_ж).

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

,

где V_Д20 ^рез - 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 α_ст и значения V_Д20 ^рез с помощью приведенной формулы вычисляет объем паровой фазы СУГ V_п(t_п).

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

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.

Предложенное устройство может представлять собой резервуар с установленными в нем датчиками и блоком обработки, который также прикреплен к корпусу резервуара, с внутренней или внешней его стороны. Блок обработки связан с возможностью обмена данными с упомянутыми датчиками посредством линий связи. Линии связи могут быть как проводными, так и беспроводными, что не является существенным для данного устройства.

Блок обработки может содержать или быть связан с блоком вывода информации, который служит для указания измеряемых датчиками параметров и/или данных по учету СУГ.

Блок обработки может быть реализован на любом известном в уровне техники вычислительном устройстве с подходящим функционалом: контроллере, процессоре обработки сигналом, интегральной схеме, специализированной ASIC интегральной схеме и т.п. Датчики могут быть любыми известными из уровня техники датчиками, подходящими для реализации заданного функционала в заданных условиях, конкретный их тип не относится к сущности предложенного решения.

В предложенном техническом решении может быть дополнительно учтено температурное расширение материала средства измерений уровня раздела фаз СУГ в резервуаре по формуле: V_ж(t_ж)=V_ж20⋅[1+(2⋅α_ст+α_си)⋅(t_ж-20)], где α_си - поправка на температурное расширение материала средства измерений уровня раздела фаз СУГ в резервуаре, принимаемая равной для стали α_си=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, t_ж и t_п вычисляют следующим образом:

,

, где t_cy - температура, измеренная на уровне, соответствующем середине высоты резервуара; t_в - температура, измеренная на верхнем уровне, t_н - температура, измеренная на нижнем уровне.

Если уровень жидкой фазы СУГ в резервуаре меньше верхнего уровня, но больше или равен половине внутреннего диаметра горизонтального резервуара, t_ж и t_п вычисляют следующим образом

, t_п.ср=t_в.

Если уровень СУГ в резервуаре меньше половины внутреннего диаметра горизонтального резервуара, но больше или равен нижнему уровню, t_ж и t_п вычисляют следующим образом t_ж=t_н,

.

Если уровень жидкой фазы СУГ в резервуаре меньше нижнего уровня, t_ж и t_п вычисляют следующим образом t_ж=t_н,

.

Вариант осуществления 2

Как видно из формулы (5), для определения объема резервуара, занимаемого газовой фазой, находят полный объем резервуара при температуре t_п и вычитают из этого полного объема резервуара объем, занимаемый жидкой фазой, имеющей температуру t_ж. Однако при таком подходе возникает дополнительная погрешность из-за того, что дважды допускают, что весь резервуар имеет сначала температуру жидкой фазы, а затем паровой, в то время как разные части резервуара, находящиеся под воздействием разных температур (t_п и t_ж), деформируются по-разному. Очевидно, что более высокая температура (например, t_п) вызывает большее расширение, чем более низкая (например, t_ж).

Для учета этой неравномерной деформации в одном из вариантов осуществления предлагается определять объем V_CP резервуара при температуре нижней части резервуара, равной t_ж, и температуре верхней части резервуара, равной t_п. Для этого определяют действительную вместимость V_{Д_tж} ^рез резервуара при температуре t_ж (по формуле V_{Д_tж} ^рез=V_Д20 ^рез [1+2⋅α_ст(t_ж-20)]) и действительную вместимость V_{Д_tп} ^рез резервуара при температуре t_п (по формуле V_{Д_tп} ^рез=V_Д20 ^рез[1+2⋅α_ст(t_п-20)]), вычисляют среднее значение V_{Д_CP} ^рез как среднее арифметическое V_{Д_tж} ^рез и V_{Д_tп} ^рез по формуле V_{Д_CP} ^рез-(V_{Д_tж} ^рез+V_{Д_tп} ^рез)/2.

В дальнейшем это значение используют для определения объема паровой фазы V_п(t_п) по формуле:

.

Еще один вариант заключается в том, что, зная значение уровня H раздела фаз СУГ в резервуаре и температуру верхней и нижней частей резервуара (которые можно принять равными температурам паровой и жидкой фаз соответственно), определяют температурное расширение отдельно верхней и нижней частей резервуара, причем границей между верхней и нижней частями служит уровень раздела фаз. Таким образом получают значения V_НИЖ ^рез(t_ж) и V_BEPХ ^рез(t_п). Конкретный вариант реализации такого определения не описывается, так как он представляет собой простую и известную в уровне техники задачу определения температурного расширения тела с известными параметрами (форма, материалы, распределение температур по телу).

Зная температурное расширение отдельно верхней и нижней частей резервуара, можно более точно определить объем жидкой и паровой фаз:

V_ж(t_ж) = V_НИЖ ^рез(t_ж);

V_п(t_п) = V_ВЕРХ ^рез(t_п).

В дальнейшем эти более точно найденные объемы используются для вычисления массы СУГ в резервуаре.

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

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 V_Д20 ^рез резервуара при температуре 20°C может быть найдена как сумма вместимостей частей резервуара:

V_Д20 ^рез=V_{Д20_1} ^рез+V_{Д20_2} ^рез+V_{Д20_3} ^рез,

где V_{Д20_1} ^рез - вместимость на нижнем уровне, V_{Д20_2} ^рез - вместимость на среднем уровне, V_{Д20_3} ^рез - 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 V_{Д_КОРР} ^рез(t) резервуара с учетом температурной коррекции:

V_{Д_КОРР} ^рез(t)=V_{Д20_1} ^рез[1+2⋅α_ст(t₁-20)]+V_{Д20_2} ^рез[l+2⋅α_ст(t2-20)]+V_{Д20_3} ^ре[1+2⋅α_ст(t₃-20)]³.

В дальнейшем это значение используют для определения объема паровой фазы V_п(t_п) по формуле:

V_п(t_п)=V_{Д_КОРР} ^рез-V_ж(t_ж).

Кроме того, значение V_{Д_КОРР} ^рез(t) можно использовать и для определения объема жидкой фазы V_ж(t_ж), то есть на основании значения V_{Д_КОРР} ^рез(t), зная значение уровня H раздела фаз СУГ в резервуаре и зная параметры резервуара, определяют V_{ж_КОРР}(t_ж). Конкретный вариант реализации такого определения не описывается, так как он представляет собой простую и известную в уровне техники задачу определения объема тела с температурным расширением его отдельны частей, когда тело имеет известные параметры (форма, материалы, распределение температур по телу).

Зная температурное расширение всех частей резервуара и высоту уровня раздела фаз, можно определить объем нижней части резервуара V_{НИЖ_КОРР} ^рез и объем верхней части резервуара V_{ВЕРХ_КОРР} ^рез, и используя эти значения, можно более точно определить объем жидкой V_ж и паровой фаз V_п:

V_ж=V_{НИЖ_КОРР} ^рез;

V_п=V_{ВЕРХ_КОРР} ^рез.

Очевидно, что такой подход уменьшает максимальную погрешность, возникающую при вычислении объема жидкой и паровой фаз.

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

Как правило, резервуар имеет цилиндрическую форму, и в сечении он представляет собой окружность, из этого можно легко построить карту распределения

температурного поля по резервуару даже по трем значениям температуры (в верхней, средней и нижней частях резервуара).

Зная распределение

температурного поля по резервуару, где резервуар имеет общую длину поверхности L, можно определить точную температурную деформацию резервуара по его поверхности. Очевидно, что переменная

определяет конкретную точку на поверхности резервуара и может принимать значения от 0 до L.

.

В дальнейшем это значение используют для определения объема паровой фазы V_п(t_п) по формуле:

V_п(t_п)=V_{Д_КОРР} ^рез-V_ж(t_ж).

Еще один вариант заключается в том, что, зная значение уровня H раздела фаз СУГ в резервуаре и распределение температур по резервуару, определяют значения V_{НИЖ_КОРР} ^рез и V_{ВЕРХ_КОРР} ^рез. Конкретный вариант реализации такого определения не описывается, так как он представляет собой простую и известную в уровне техники задачу определения температурного расширения тела с известными параметрами (форма, материалы, распределение температур по телу).

Используя значения V_{НИЖ_КОРР} ^рез и V_{ВЕРХ_КОРР} ^рез, можно более точно определить объем жидкой V_ж и паровой фаз V_п:

V_ж=V_{НИЖ_КОРР} ^рез;

V_п=V_{ВЕРХ_КОРР} ^рез.

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 полезной модели, не выходящие за пределы сущности и объема данного полезной модели.

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 полезной модели. 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 полезной модели.

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 полезной модели не ограничена конкретной программной или аппаратной реализацией и поэтому для осуществления полезной модели 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 широкую полезную модель и что данная полезной модель не должна 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.

Claims (34)

1. Устройство учета сжиженных углеводородных газов (СУГ), содержащее:

резервуар для хранения СУГ;

средство определения уровня, выполненное с возможностью определять уровень Н раздела жидкой и паровой фаз СУГ в резервуаре, причем средство определения уровня закреплено в резервуаре;

по меньшей мере три датчика температуры, закрепленных в нижней, средней и верхней частях резервуара;

прикрепленный к резервуару блок обработки, функционально связанный с возможностью обмена данными посредством линий связи со средством определения уровня и датчиками температуры, выполненный с возможностью определения температуры t_ж жидкой и температуры t_п паровой фаз на основании данных, полученных от датчиков температуры, и с возможностью определения объема, занимаемого жидкой V_ж и паровой V_П фазами, на основании известных объема V_PE3 и формы резервуара и определенного уровня Н;

причем блок обработки выполнен с возможностью корректировать объем, занимаемый жидкой и паровой фазами, с учетом температурного расширения частей резервуара, занимаемых жидкой и паровой фазами.

2. Устройство по п. 1, в котором блок обработки выполнен с возможностью определять плотность ρ_ж жидкой и плотность ρ_п паровой фаз СУГ на основании известного компонентного состава СУГ либо определять плотность ρ_ж жидкой и плотность ρ_п паровой фаз СУГ на основании показаний плотномеров, опционально установленных в резервуаре и функционально связанных с возможностью обмена данными посредством линий связи с блоком обработки;

причем блок обработки выполнен с возможностью определять массу М_ж жидкой фазы СУГ как произведение определенной плотности ρ_ж жидкой фазы СУГ и скорректированного объема, занимаемого жидкой фазой СУГ в резервуаре, определять массу М_п паровой фазы СУГ как произведение определенной плотности ρ_п паровой фазы СУГ и скорректированного объема, занимаемого паровой фазой СУГ в резервуаре;

причем блок обработки выполнен с возможностью учета СУГ посредством вычисления общей массы М_о СУГ в резервуаре посредством суммирования массы М_ж жидкой фазы и массы М_п паровой фазы СУГ в резервуаре.

3. Устройство по п. 2, в котором блок обработки выполнен с возможностью определять t_ж и t_п следующим образом:

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

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

t_в - температура, измеренная на верхнем уровне,

t_н - 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, t_ж и t_п вычисляют следующим образом:

t_п=t_в,

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

t_ж=t_н,

,

г) если уровень жидкой фазы СУГ в резервуаре меньше нижнего уровня, t_ж и t_п вычисляют следующим образом:

t_ж=t_н,

4. Устройство по п. 2, дополнительно содержащее закрепленный в резервуаре датчик давления, функционально связанный линиями связи с блоком обработки, причем блок обработки выполнен с возможностью определять плотность ρ_п паровой фазы СУГ по формуле

,

где Р - давление, измеренное датчиком давления;

R - газовая постоянная,

Z - фактор сжимаемости, причем

фактор сжимаемости Z является известной функцией приведенного давления Р_пр и приведенной температуры

,

где Р_пр - приведенное давление, которое вычисляется как отношение давления Р к известному для конкретных компонентов СУГ критическому давлению Р_кр; Т_пр - приведенная температура, которая вычисляется как отношение абсолютной температуры Т СУГ к известной для конкретных компонентов СУГ критической температуре Т_кр.

5. Устройство по п. 1, в котором блок обработки выполнен с возможностью корректировать объем, занимаемый жидкой и паровой фазами, с учетом температурного расширения частей резервуара на основании формулы:

V_РЕЗ(t)=V_Д20 ^рез⋅[1+2⋅α_ст⋅(t-20)],

где t - температура резервуара, V_Д20 ^рез - известный объем резервуара при 20 градусах Цельсия, α_ст - температурный коэффициент линейного расширения материала стенки резервуара.