RU2057300C1 - Способ определения массы нефтепродукта в резервуаре - Google Patents
Способ определения массы нефтепродукта в резервуаре Download PDFInfo
- Publication number
- RU2057300C1 RU2057300C1 SU5038049A RU2057300C1 RU 2057300 C1 RU2057300 C1 RU 2057300C1 SU 5038049 A SU5038049 A SU 5038049A RU 2057300 C1 RU2057300 C1 RU 2057300C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- level
- petroleum product
- tank
- mass
- reservoir
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Measurement Of Levels Of Liquids Or Fluent Solid Materials (AREA)
Abstract
Использование: в измерительной технике, в частности в способе измерения массы жидких продуктов, хранящихся в резервуаре. Сущность изобретения: способ предусматривает измерение уровня нефтепродукта в резервуаре, температуру нефтепродукта и окружающей среды, определение фактического объема нефтепродукта с учетом его уровня и температуры, а также температуры окружающей среды. Уровень нефтепродукта в резервуаре измеряют с помощью двух ультразвуковых уровнемеров с поплавками, отличающимися один от другого объемно-весовыми характеристиками. Массу нефтепродукта определяют из соотношения:
mV(1+2αδtc)•K/(H1-H2),
где V - фактический объем нефтепродукта, находящегося в резервуаре: α - коэффициент линейного расширения материалов стенок резервуара; dtc- - разность температуры стенок резервуара (окружающей среды) при измерении объема и при градуировке резервуара; K - коэффициент пропорциональности; Н1 и Н2 - показания первого и второго уровнемеров соответственно. Информацию о плотности измеряемого нефтепродукта, необходимую для определения его массы, получают из значения разности показаний уровнемеров, зависящих от уровней погружения поплавков уровнемеров в нефтепродукт. 1 ил.
mV(1+2αδtc)•K/(H1-H2),
где V - фактический объем нефтепродукта, находящегося в резервуаре: α - коэффициент линейного расширения материалов стенок резервуара; dtc- - разность температуры стенок резервуара (окружающей среды) при измерении объема и при градуировке резервуара; K - коэффициент пропорциональности; Н1 и Н2 - показания первого и второго уровнемеров соответственно. Информацию о плотности измеряемого нефтепродукта, необходимую для определения его массы, получают из значения разности показаний уровнемеров, зависящих от уровней погружения поплавков уровнемеров в нефтепродукт. 1 ил.
Description
Изобретение относится к измерительной технике, в частности к измерению массы нефтепродукта в резервуаре, и может быть использовано для измерения массы жидких продуктов, хранящихся в резервуаре.
Известен способ, основанный на измерении фактического объема нефтепродукта, температуры нефтепродукта и окружающей среды и вычислении массы нефтепродукта в соответствии с формулой
m=v(1+2 α δtc) · ρ · (1+ β δ t), (1) где v фактический объем нефтепродукта, находящегося в резервуаре, м3;
α коэффициент линейного расширения материалов стенок резервуара, 1/оС;
δtc= (tv-tгр) разность температуры стенок резервуара (окружающей среды) при измерении объема tv и при градуировке резервуара tгр, оС;
ρ плотность нефтепродукта, кг/м3;
β коэффициент объемного расширения нефтепродукта, 1/оС;
δt= (tv'-t ) разность температур нефтепродукта при определении объема tv' и измерении плотности нефтепродукта t [1]
Однако определение массы нефтепродукта таким путем затруднено в связи с тем, что плотность нефтепродукта в каждом конкретном случае является неизвестной величиной, зависящей от сортности нефтепродукта и температуры, а измерение плотности нефтепродукта проводится путем отбора проб и лабораторных измерений.
m=v(1+2 α δtc) · ρ · (1+ β δ t), (1) где v фактический объем нефтепродукта, находящегося в резервуаре, м3;
α коэффициент линейного расширения материалов стенок резервуара, 1/оС;
δtc= (tv-tгр) разность температуры стенок резервуара (окружающей среды) при измерении объема tv и при градуировке резервуара tгр, оС;
ρ плотность нефтепродукта, кг/м3;
β коэффициент объемного расширения нефтепродукта, 1/оС;
δt= (tv'-t ) разность температур нефтепродукта при определении объема tv' и измерении плотности нефтепродукта t [1]
Однако определение массы нефтепродукта таким путем затруднено в связи с тем, что плотность нефтепродукта в каждом конкретном случае является неизвестной величиной, зависящей от сортности нефтепродукта и температуры, а измерение плотности нефтепродукта проводится путем отбора проб и лабораторных измерений.
Известны способы определения массы нефтепродукта в резервуаре, заключающиеся в измерении уровня жидкости в резервуаре, температуры нефтепродукта и окружающей среды, определении объема жидкости и последующем вычислении массы нефтепродукта, в которых измеряют вспомогательные параметры жидкости известной плотности, помещенной в дополнительные емкости, определенным образом связанные с основным резервуаром с нефтепродуктом [2]
Эти способы связаны с дополнительными измерениями параметров жидкости в вспомогательных емкостях, что усложняет процесс определения массы нефтепродукта и вносит дополнительную погрешность.
Эти способы связаны с дополнительными измерениями параметров жидкости в вспомогательных емкостях, что усложняет процесс определения массы нефтепродукта и вносит дополнительную погрешность.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ, который заключается в том, что определяют фактический объем нефтепродукта с учетом его уровня и температуры, а также температуры окружающей среды, после чего рассчитывают массу нефтепродукта, причем в резервуар с нефтепродуктом помещают емкость с эталонной жидкостью (с известной плотностью), уровень которой поддерживают равным уровню нефтепродукта в резервуаре, измеряют разность гидравлических давлений нефтепродукта и эталонной жидкости, а массу нефтепродукта в резервуаре определяют из соотношения
m • (ρэgH+ДP), где V фактический объем нефтепродукта, находящегося в резервуаре, м3;
Н уровень нефтепродукта в резервуаре, м;
ρэ плотность эталонной жидкости, кг/м3;
ДР разность гидравлических давлений нефтепродукта и эталонной жидкости.
m • (ρэgH+ДP), где V фактический объем нефтепродукта, находящегося в резервуаре, м3;
Н уровень нефтепродукта в резервуаре, м;
ρэ плотность эталонной жидкости, кг/м3;
ДР разность гидравлических давлений нефтепродукта и эталонной жидкости.
В этом способе возможна погрешность определения массы нефтепродукта из-за неточности поддержания уровня эталонной жидкости, равной уровню нефтепродукта [3]
Сущность изобретения заключается в том, что в способе определения массы нефтепродукта в резервуаре, заключающемся в том, что измеряют уровень нефтепродукта в резервуаре, температуру нефтепродукта и окружающей среды, определяют фактический объем нефтепродукта с учетом его уровня и температуры, а также температуры окружающей среды, уровень нефтепродукта в резервуаре измеряют с помощью двух ультразвуковых уровнемеров с поплавками, отличающимися один от другого объемно-весовыми характеристиками, а массу нефтепродукта определяют из соотношения
m V(1+2)• , где V фактический объем нефтепродукта в резервуаре;
α коэффициент линейного расширения материалов стенок резервуара;
δtс разность температуры стенок резервуара (окружающей среды) при измерении объема и градуировке резервуара;
К коэффициент пропорциональности;
Н1, Н2 показания первого и второго уровнемеров соответственно.
Сущность изобретения заключается в том, что в способе определения массы нефтепродукта в резервуаре, заключающемся в том, что измеряют уровень нефтепродукта в резервуаре, температуру нефтепродукта и окружающей среды, определяют фактический объем нефтепродукта с учетом его уровня и температуры, а также температуры окружающей среды, уровень нефтепродукта в резервуаре измеряют с помощью двух ультразвуковых уровнемеров с поплавками, отличающимися один от другого объемно-весовыми характеристиками, а массу нефтепродукта определяют из соотношения
m V(1+2)• , где V фактический объем нефтепродукта в резервуаре;
α коэффициент линейного расширения материалов стенок резервуара;
δtс разность температуры стенок резервуара (окружающей среды) при измерении объема и градуировке резервуара;
К коэффициент пропорциональности;
Н1, Н2 показания первого и второго уровнемеров соответственно.
В результате измерения уровня нефтепродукта с помощью двух ультразвуковых уровнемеров с поплавками, отличающимися своими объемно-весовыми характеристиками, получают различные показания этих уровнемеров из-за разного погружения поплавков. Разность показания уровнемеров зависит от плотности нефтепродукта и, следовательно, несет информацию об этом параметре. Соответственно, эта информация учитывается при определении массы нефтепродукта.
Таким образом, в предлагаемом способе не требуются эталонная жидкость с известной плотностью и проведение соответствующих операций с этой жидкостью, что избавляет способ от погрешностей, связанных с проведением этих операций, тем самым повышает точность определения массы нефтепродукта и упрощает его.
На чертеже представлена блок-схема установки, реализующей предлагаемый способ.
Установка содержит резервуар 1 с нефтепродуктом, измеритель 2 среднего значения температуры нефтепродукта в резервуаре, измеритель 3 температуры окружающей среды, первый ультразвуковой уровнемер 4, второй ультразвуковой уровнемер 5. Поплавок 6 уровнемера 4 и поплавок 7 уровнемера 5 погружаются в нефтепродукт, заполняющий резервуар 1, соответственно, на глубину h1 и h2 в зависимости от их объемно-весовых характеристик, которые отличаются друг от друга. В связи с этим h1 не равно h2.
Установка работает следующим образом.
После набора и отстоя нефтепродукта измеряется значение уровня нефтепродукта уровнемерами 4 и 5. При этом показания уровнемеров зависят от уровня погружения поплавков 6 и 7 этих уровнемеров.
Показание уровнемера 4
Н1= Ни-h1, (2) где Ни истинное значение уровня нефтепродукта в резервуаре;
h1 уровень погружения поплавка 6 уровнемера 4 в нефтепродукт.
Н1= Ни-h1, (2) где Ни истинное значение уровня нефтепродукта в резервуаре;
h1 уровень погружения поплавка 6 уровнемера 4 в нефтепродукт.
Уровень погружения цилиндрического поплавка в нефтепродукт в соответствии с законом Архимеда определяется выражением
h1= , (3) где h1 уровень погружения поплавка в нефтепродукте, м;
G1 масса поплавка, кг;
ρ плотность нефтепродукта, кг/м3;
R1 радиус поплавка, м.
h1= , (3) где h1 уровень погружения поплавка в нефтепродукте, м;
G1 масса поплавка, кг;
ρ плотность нефтепродукта, кг/м3;
R1 радиус поплавка, м.
Аналогично для уровнемера 5
H2= Hи-h2, h2=
Разность показаний уровнемеров 4 и 5 зависит от плотности контролируемой среды
ΔH H1-H2= (Hи-h1)-(Hи-h2) h2-h1=
, отсюда
ρ
Обозначив коэффициентом пропорциональности К (кг/м2), получим
ρ . (4)
По показаниям уровнемеров 4 и 5 Н1 и Н2 соответственно можно определять значение плотности измеряемого нефтепродукта и уровни погружения поплавков 6 и 7 уровнемеров 4 и 5.
H2= Hи-h2, h2=
Разность показаний уровнемеров 4 и 5 зависит от плотности контролируемой среды
ΔH H1-H2= (Hи-h1)-(Hи-h2) h2-h1=
, отсюда
ρ
Обозначив коэффициентом пропорциональности К (кг/м2), получим
ρ . (4)
По показаниям уровнемеров 4 и 5 Н1 и Н2 соответственно можно определять значение плотности измеряемого нефтепродукта и уровни погружения поплавков 6 и 7 уровнемеров 4 и 5.
Определив значение плотности нефтепродукта ρ (4) и затем уровень погружения любого из поплавков уровнемеров, например поплавка 6 уровнемера 4, определяют истинное значение уровня Ни нефтепродукта в резервуаре, исходя из формулы (2). Затем, как и в прототипе, по калибровочным таблицам определяют фактический объем нефтепродукта в резервуаре c учетом истинного значения уровня нефтепродукта, его температуры и температуры окружающей среды.
Массу нефтепродукта в резервуаре определяют в соответствии с формулой
m V(1+2αδtc) (5) где m масса нефтепродукта, кг;
V фактический объем нефтепродукта, находящегося в резервуаре, м3;
α коэффициент линейного расширения материалов стенок резервуара, 1/оС;
δtс= (tv-tгр) разность температуры стенок резервуара (окружающей среды) при измерении объема tv и при градуировке резервуара tгр, оС;
К коэффициент пропорциональности поплавков, кг/м2;
Н1 показания первого уровнемера, м;
Н2 показания второго уровнемера, м.
m V(1+2αδtc) (5) где m масса нефтепродукта, кг;
V фактический объем нефтепродукта, находящегося в резервуаре, м3;
α коэффициент линейного расширения материалов стенок резервуара, 1/оС;
δtс= (tv-tгр) разность температуры стенок резервуара (окружающей среды) при измерении объема tv и при градуировке резервуара tгр, оС;
К коэффициент пропорциональности поплавков, кг/м2;
Н1 показания первого уровнемера, м;
Н2 показания второго уровнемера, м.
Определения фактического объема и массы нефтепродукта могут быть проведены с помощью ЭВМ, что значительно упростит реализацию способа.
Следует отметить, что предложенная для определения массы нефтепродукта формула (5) получена из исходной формулы (1). При этом так как в предлагаемом способе определение объема и измерение плотности происходит практически одновременно, δt (см. формулу (1)) принимает значение, равное 0.
Claims (1)
- СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ МАССЫ НЕФТЕПРОДУКТА В РЕЗЕРВУАРЕ, заключающийся в измерении уровня нефтепродукта, температуры нефтепродукта и окружающей среды, определении фактического объема нефтепродукта с учетом его уровня и температуры, а также температуры окружающей среды, отличающийся тем, что уровень нефтепродукта в резервуаре измеряют двумя уровнемерами с поплавками, погруженными в нефтепродукт на различную глубину в зависимости от их объемно-весовых характеристик, а массу нефтепродукта определяют из соотношения
где V - фактический объем нефтепродукта, находящегося в резервуаре;
α - коэффициент линейного расширения материалов стенок резервуара;
- разность температуры стенок резервуара при измерении объема и при градуировке резервуара;
K - коэффициент пропорциональности;
H1, H2 - показания первого и второго уровнемеров соответственно.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU5038049 RU2057300C1 (ru) | 1992-04-17 | 1992-04-17 | Способ определения массы нефтепродукта в резервуаре |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU5038049 RU2057300C1 (ru) | 1992-04-17 | 1992-04-17 | Способ определения массы нефтепродукта в резервуаре |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2057300C1 true RU2057300C1 (ru) | 1996-03-27 |
Family
ID=21602221
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU5038049 RU2057300C1 (ru) | 1992-04-17 | 1992-04-17 | Способ определения массы нефтепродукта в резервуаре |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2057300C1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN110006508A (zh) * | 2019-03-01 | 2019-07-12 | 安徽天康(集团)股份有限公司 | 一种耐高温界液双路磁致伸缩液位计 |
-
1992
- 1992-04-17 RU SU5038049 patent/RU2057300C1/ru active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
1. Современные средства учета нефти и нефтепродуктов на нефтеперерабатывающих предприятиях. М.: ЦНИИнефтехим, 1990, вып.4. 2. Авторское свидетельство СССР N 1657975, кл. G 01G 17/04, 1988. 3. Авторское свидетельство СССР N 1520352, кл. G 01G 17/04, 1987. * |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN110006508A (zh) * | 2019-03-01 | 2019-07-12 | 安徽天康(集团)股份有限公司 | 一种耐高温界液双路磁致伸缩液位计 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US4646560A (en) | System and method for leak detection in liquid storage tanks | |
US5900547A (en) | Differential level hydrometer | |
RU2285908C1 (ru) | Устройство для измерения уровня и плотности жидкости (варианты) | |
RU2057300C1 (ru) | Способ определения массы нефтепродукта в резервуаре | |
CN218036272U (zh) | 毛细上升土体容器及毛细上升试验设备 | |
US3246504A (en) | Direct determination of density of solids | |
CN107144295A (zh) | 一种基于高度尺测量的便携式静力水准仪校准的装置 | |
RU61413U1 (ru) | Устройство измерения плотности и уровня жидкости | |
RU2547877C1 (ru) | Способ определения объема расходуемой жидкости | |
US2836067A (en) | U-tube manometer | |
RU2239790C2 (ru) | Способ измерения уровня жидких сред в емкостях | |
RU2153153C1 (ru) | Гидростатический способ определения уровня и плотности жидкости в резервуаре | |
RU2247336C1 (ru) | Способ определения массы нефтепродукта в резервуаре | |
CN200986520Y (zh) | 一种泥岩密度测定仪 | |
RU2260776C1 (ru) | Способ измерения плотности и уровня жидкости | |
RU2689284C1 (ru) | Способ измерения плотности среды | |
SU669199A1 (ru) | Уровнемер | |
RU2006124625A (ru) | Способ градуировки резервуаров | |
RU2170912C2 (ru) | Способ измерения уровня и/или границы раздела жидких сред, преимущественно водонефтяных эмульсий, в резервуарах | |
SU847164A1 (ru) | Устройство дл измерени плотностижидКОСТЕй | |
RU2715831C1 (ru) | Способ определения массы нефти в резервуаре | |
SU1126819A1 (ru) | Уровнемер | |
GB2247531A (en) | Liquid level measuring devices with density compensation | |
RU2181191C1 (ru) | Измеритель уровня жидкости | |
US4438651A (en) | Method and device for measuring the density of fluids particularly dredgings |