Коршак А.А., Коробков Г.Е., Муфтахов Е.М. Нефтебазы и АЗС

Подождите немного. Документ загружается.

311

составные (неразъемные), МШМ-3,5 — метрошток модернизиро-

ванный с жестким креплением звеньев.

Водочувствительные ленты изготавливают шириной 6…7 мм,

длиной 50…70 мм из плотной бумаги, покрывают водочувствитель-

ным составом, обладающим свойствами растворяться в воде и не

растворяться в нефтепродуктах.

При определении подтоварной воды ленту в затянутом виде при-

крепляют с помощью кнопок к деревянным пробкам, вставленным

в боковые отверстия на лоте или в нижнем конце метроштока. Во-

дочувствительная лента выдерживается в резервуаре при замере

светлых нефтепродуктов 5…10 минут.

Вместо ленты можно использовать водочувствительные пасты,

преимущества которых заключаются в том, что они быстро реагиру-

ют на воду и их можно наносить тонким слоем толщиной 0,2…0,3 мм

непосредственно на лот или метрошток перед замером взлива под-

товарной воды.

Для проверки точности измерения топливо- и маслораздаточ-

ных колонок в процессе эксплуатации, а также после ремонта, при

тарировке резервуаров на АЗС используются образцовые метал-

лические мерники. Образцовые мерники в зависимости от разряда

имеют следующую вместимость (в литрах):

— первый разряд: 5, 10, 20, 50, 100, 200, 500, 1000;

— второй разряд: 5, 10, 20, 50, 100, 200, 500, 1000, 2000, 5000.

Допустимая относительная погрешность образцовых мерников

в пределах температуры 20 °С: первого разряда ±0,025 %, второго

разряда ±0,1 %.

Мерники изготавливаются из искробезопасных материалов: не-

ржавеющей стали или медных сплавов; внешние и внутренние по-

верхности мерников, изготовленных из медных сплавов, имеют

защитные покрытия. В зависимости от производительности про-

веряемых колонок применяют мерники различной вместимости:

при номинальной производительности колонок 25, 40 и 60 л/мин —

вместимостью 10, 50, 100 л; при номинальной производительности

колонок 100…160 л/мин — вместимостью 20, 100 л; при номиналь-

ной производительности колонок более 250 л/мин — вместимостью

50, 100 л. Образцовые мерники подлежат периодической проверке

не реже одного раза в год.

312

Методом сравнения количества топлива, отпущенного через раз-

даточный кран в образцовый мерник, внутренние стенки которого

предварительно смочены топливом, с количеством топлива, опреде-

ленным образцовым мерником после полной дегазации газовоздуш-

ной смеси и исчезновения пены с поверхности топлива, определяют

погрешность показаний средств измерений в ТРК с дозаторами.

Объем нефтепродукта в резервуаре, соответствующий опреде-

ленному взливу, определяют по градуировочным (калибровочным)

таблицам и затем путем умножения на плотность переводят в мас-

совые единицы.

Для градуировки резервуаров вместимостью до 100 м

исполь-

зуются передвижные установки, например ТОКАР. Передвижная

установка ТОКАР позволяет проводить комплексные работы по

мет рологическому контролю измерительного оборудования АЗС:

топливораздаточных колонок, резервуаров, автозаправщиков, мер-

ников. В комплектацию ТОКАР входят счетчики объема жидкости,

преобразователь уровня типа «Струна-М», насосный агрегат, пре-

образователь температуры топлива для счетчика жидкости, борто-

вой компьютер с принтером, электронный блок управления и дру-

гое оборудование.

313

8. КОЛИЧЕСТВЕННЫЙ УЧЕТ НЕФТЕПРОДУКТОВ

8.1. Методы измерения количества нефтепродуктов

Развитие рыночных отношений выдвигает возрастающие тре-

бования к достоверности учета количества нефтепродуктов на всех

стадиях их производства и распределения, приводит к повышению

роли измерительной техники и требований к ней. В связи с повыше-

нием цен на энергоносители резко повышается спрос на высокоточ-

ные средства учета их количества.

Количественный учет нефтепродуктов при приеме, отпуске и хра-

нении делится на две группы:

— товарно-учетные операции (коммерческий учет — КУ);

— оперативно-контрольные операции (оперативное управление —

ОУ).

Товарно-учетные операции требуют высокоточных измерений

(погрешность в пределах десятых долей процента) при относитель-

но небольшом быстродействии. Для оперативно-контрольных опе-

раций необходимы сравнительно быстродействующие измеритель-

ные системы, обеспечивающие относительно невысокую точность

(погрешность в пределах нескольких процентов).

Задачи, связанные с товарно-учетными операциями, направле-

ны на решение вопросов учета, планирования и распределения неф-

тепродуктов, а вторые — с оперативным управлением процессами

слива-налива. Для решения этих задач требуется применение ин-

формационно-измерительных систем и средств современной вы-

числительной техники, обеспечивающих необходимую обработку

поступающей информации.

В зависимости от характера технологических операций и разме-

ров учитываемых партий нефтепродуктов применяют различные

методы измерений их количества.

В настоящее время согласно правилам количественного учета

применяют:

— прямой метод измерения массы нефтепродуктов с помощью ве-

сов, весовых дозаторов и устройств или массовых расходомеров

(счетчиков);

— косвенные методы: объемно-массовый и гидростатический.

314

Объемно-массовый метод сводится к измерению объема нефте-

продукта V и его плотности ρ при одних и тех же условиях (темпе-

ратура и давление). При этом масса нефтепродукта будет равна

G = V · ρ.

В зависимости от способа измерения объема нефтепродукта

объемно-массовый метод может быть динамическим и статическим.

Если измерение массы нефтепродукта производят на потоке в тру-

бопроводах, то применяется динамический метод. При этом объем

нефтепродукта измеряют счетчиками или преобразователями рас-

хода с интеграторами.

Статический метод применяют при измерении массы нефтепро-

дукта в градуированных емкостях. Объем нефтепродукта в резер-

вуарах определяют с помощью градуированных таблиц резервуа-

ров по значениям уровня наполнения, измеренного уровнемером,

метроштоком или металлической измерительной рулеткой.

Существенным недостатком объемно-массового статического

метода является обязательность строго горизонтальной установки

резервуаров, их градуировка, разгерметизация при измерении вы-

соты взлива. Все это не позволяет в полной мере обеспечить соот-

ветствующие требования к точности и оперативности учета.

При использовании гидростатического метода измеряют вели-

чину гидростатического давления столба нефтепродукта, опреде-

ляют среднюю площадь заполненной части резервуара на уровне,

относительно которого производится измерение и рассчитывают

массу по формуле

G = Р · F

ср

/g,

где Р — гидростатическое давление нефтепродукта в резервуаре от-

носительно уровня отсчета; F

ср

— площадь среднего сечения ре-

зервуара при соответствующем давлении и уровне нефтепродукта;

g — ускорение силы тяжести.

Гидростатическое давление нефтепродукта в резервуаре измеря-

ют с помощью манометрических приборов с учетом давления паров

нефтепродуктов. Среднюю площадь сечения резервуара определя-

ют с помощью градуировочной таблицы. При этом измерительной

рулеткой, метрштоком или уровнемером измеряют уровень, соот-

ветствующий этой площади.

315

В соответствии с ГОСТ 26576–86 относительная погрешность

количественного учета нефтепродуктов должна составлять не более

±0,5 % при измерении его массы от 100 т и выше и ±0,8 % при изме-

рении массы до 100 т.

Существует большое количество методов измерения и конструк-

тивных форм измерителей расхода нефтепродуктов. Это направле-

но на то, чтобы повысить точность и надежность измерительных

приборов. Основной тенденцией при разработке и создании новых

приборов является повышение их точности и упрощение конструк-

ции. Простота и надежность расходомеров в большей степени опре-

деляется отсутствием подвижных измерительных элементов и тру-

щихся опор.

8.2. Приборы и системы учета нефтепродуктов

Анализ существующих методов и средств учета нефтепродуктов

говорит об их большом разнообразии.

Объемно-массовый динамический метод учета нефтепродукта

производится счетчиками, которые позволяют осуществлять учет

непосредственно на потоке. Счетчики обеспечивают измерение

суммарного количества нефтепродукта и воспроизводят результат

измерения на механических или электронных указателях.

Существует несколько типов счетчиков, отличающихся по

принципу действия: парциальные или объемные (ПРСН-100-1.6,

ПРСН-150-1.6), вихревые (СЖ-100-1.6, СЖ-150-6.3), винто-

вые (ВЖУ-100-1.6, ВЖУ-150-6.4), турбинные (Турбоквант,

НОРД-М-100-25), ультразвуковые счетчики.

Для учета нефтепродуктов в резервуарах применяют объемно-

массовый статический и гидростатический методы.

При статическом методе коммерческого учета необходим комп-

лекс приборов измерения уровня, средней температуры и средст-

ва для отбора пробы нефтепродукта. В устройствах для измере-

ния уровня чаще всего встречаются приборы поплавкового или

буйкового типа. Эти приборы предназначались для оперативного

контроля за наличием нефтепродуктов в вертикальных резервуа-

рах. Они имели указатели уровня поплавкового типа (см. рис. 2.14)

УДУ-2, УДУ-5, УДУ-10. Указатель уровня УДУ-5 имеет две модифи-

кации:

316

— УДУ-5М — с местным отсчетом уровня;

— УДУ-5П — с дистанционной потенциометрической приставкой.

Погрешность уровнемера этого типа достигает 10 мм при изме-

рении уровня до 20 м.

Уровнемер УДУ-10 более надежен, чем предыдущий. Он позво-

ляет вести оперативный контроль и товарные операции по приему

и отпуску нефтепродуктов в резервуарах разных типов.

Но в современных условиях такие приборы не в полной мере со-

ответствуют предъявляемым требованиям по точности, надежности

и быстродействию. Они имеют достаточно высокую погрешность

и сложны в эксплуатации. В связи с этим появилась необходи-

мость в дальнейшем совершенствовании измерительной техники

и к разработке новой, основанной на оптических, электрических,

акустических и тепловых процессах. Частично это приборы указа-

телей уровня, такие как «Вертикаль», «Утро-2», «Утро-3», УЭМ-1,

УГР-1М, РУПТ-2, ДУУ-1, УЭД-3 и др.

В последние два десятилетия на предприятиях нефтепродукто-

обеспечения стали внедряться автоматизированные системы изме-

рения и учета количества нефтепродуктов в резервуарных парках.

Это системы «Радиус-М», «Кор-Вол», «Квант», АСУН УИР и др.

Перспективными современными информационно-измеритель-

ными системами (ИИС) определения количества топлива в резер-

вуарах являются радиолокационные, емкостные, магнитострикци-

онные системы.

Радиолокационный принцип измерений применяется в уровне-

мере информационно-измерительной системы «Зонд-01», емкост-

ной — в уровнемере автоматизированной системы учета количест-

ва нефтепродуктов АСУН УИР, магнитострикционный — в ИИС

на базе уровнемеров «Струна-М» и УМП-01.

ИИС на базе радиолокационного уровнемера «Зонд-01» реко-

мендуется использовать на вертикальных резервуарах вместимос-

тью от 2000 до 10 000 м

для светлых и темных нефтепродуктов. Эта

система позволяет вести замер уровней нефтепродукта и подтовар-

ной воды в резервуаре, температуры и плотности жидкости.

В радиолокационной системе измерения производят за счет ре-

гистрации отраженных от поверхности нефтепродукта эхосигналов

317

микроволновой частоты и расчете уровня по задержке отраженного

сигнала. Обслуживание таких систем не представляет особых труд-

ностей, так как в них отсутствуют движущиеся части.

На аналогичном принципе работают ультразвуковые системы,

также регистрирующие отраженные сигналы. Однако на точность

измерения с помощью ультразвуковых систем оказывают небла-

гоприятные влияние пары, скапливающиеся над нефтепродуктом

в резервуаре.

Электрические ИИС или «измерительные кабели». Термин «из-

мерительные кабели» относится к нескольким типам устройств для

измерения уровня. Их общей особенностью является наличие ка-

беля, проходящего от крыши к днищу резервуара, в кабеле монти-

руется датчик уровня и датчик сопротивления для измерения сред-

ней температуры нефтепродукта. К числу основных измерительных

устройств кабельного типа относятся:

— емкостные — измеряют колебания электрической емкости меж-

ду датчиком и корпусом резервуара;

— индуктивные — измерение уровня осуществляется за счет регист-

рации изменений индуктивности катушки, смонтированной в по-

плавке, поднимающемся и опускающемся при изменении уровня;

— сопротивления — регистрируется электрическое сопротивление

либо отдельных участков кабеля, либо хромоникелевой солено-

идной катушки, намотанной на стальной сердечник и покрытой

тефлоном;

— магнитострикционные — измеряется время движения ультра-

звуковой волны через волновод из ферромагнитного материала,

выполняющего роль датчика плотности. Такие системы позволя-

ют измерять не только плотность и температуру нефтепродук-

та, но и вести его учет в единицах массы. Магнитострикцион-

ный уровнемер обладает высокой точностью измерения (масса

до 0,5 %) вследствие фактической независимости его от темпера-

турных и других внешних воздействий.

Хорошей альтернативой для замены морально и физически уста-

ревших и ненадежных систем измерения уровня в резервуарах

на основе поплавковых (буйковых) уровнемеров являются радар-

ные уровнемеры УЛМ-11 и УЛМ-31. Благодаря отсутствию контак-

318

та с нефтепродуктом и движущихся частей радарные уровнемеры

являются более надежным устройством, чем уровнемеры, работаю-

щие на контактном принципе. Точность измерений и надежность

работы этих устройств не зависит от состояния окружающей сре-

ды, колебаний температуры и вязкости измеряемого нефтепродук-

та. Максимальная ошибка измерения ±1 мм.

Датчики уровня радарного уровнемера устанавливаются снару-

жи на крыше резервуара, поэтому нет необходимости в проведении

каких-либо работ по доработке резервуара.

Автоматизированная система учета количества нефтепродукта

(АСУН УИР) предназначена для светлых нефтепродуктов и обес-

печивает измерение их уровня, плотности и температуры, а так-

же уровня подтоварной воды как в вертикальных, так и горизон-

тальных резервуарах. Принцип действия уровнемера системы

АСУН УИР основан на измерении изменения электрической ем-

кости конденсаторов датчиков уровня при их заполнении нефте-

продуктом. Принцип действия датчика плотности базируется

на измерении выталкивающей силы откалиброванного поплавка,

действующей на чувствительный элемент индуктивного преобразо-

вателя.

Радиолокационная и емкостная системы имеют низкую погреш-

ность в определении уровня (1…2 мм), плотности (0,15…0,2 %), тем-

пературы (0,5

С) и массы (до 0,5 %).

К новому классу «интеллектуальных» измерительных приборов

относится уровнемер «Лазурь-2». Этот прибор позволяет измерять

уровень не только жидких, но и вязкопластичных и сыпучих про-

дуктов с высокой точностью. Принцип действия прибора основан

на отражении модулированного лазерного излучения от границы

раздела жидкой (твердой) и газообразной сред с последующим ана-

лизом фазы отраженного луча. В приборе предусмотрена возмож-

ность подключения термометров сопротивления, термопар, датчи-

ков предельного уровня и т. д. Уровнемер «Лазурь-2» имеет точность

измерения ±1 мм.

На базе уровнемера «Лазурь-2» может быть построена система

непрерывного контроля емкостей удаленных от места определения

на десятки километров и поможет оперативно управлять их рабо-

319

той, устранить переполнение или недолив, облегчить труд персона-

ла благодаря дистанционной оперативной связи.

В последнее десятилетие в России одной из перспективных яв-

ляется система измерения уровня нефтепродуктов в резервуарах

типа УИУС-300. Эта система разработана в объединении «Сверд-

ловскнефтепродукт» и основана на использовании высокочастот-

ных геодезических светодальномеров.

СКБ «Транснефтеавтоматика» разработало и изготовило датчи-

ки, используемые в многофункциональных приборах систем ком-

мерческого учета на основе волоконно-оптических резонаторов для

определения уровня, плотности, температуры и массы нефтепро-

дукта в резервуаре.

НПО АЗТ г. Серпухова разработан уровнемер типа «Струна»,

обеспечивающий измерение уровня нефтепродукта в горизонталь-

ных резервуарах с точностью ±1 мм.

В настоящее время как в России, так и в мире широкое приме-

нение находят гидростатические системы измерения массы, объе-

ма и уровня жидкости в резервуарах с атмосферным или избыточ-

ным давлением.

Одной из таких систем, обеспечивающей решение всех задач

коммерческого учета, является двухступенчатая информационно-

измерительная система «Радиус» и «Кор-Вол».

Первая ступень включает в себя объекты контроля — резервуары

с установленными в них щелевыми преобразователями и аппарату-

ру пьезометрического измерения гидростатического давления про-

дукта в резервуарах. Аппаратура системы «Радиус» измеряет массу

жидкости в резервуарах пьезометрическим способом, т. е. опреде-

ляет массу жидкости по гидростатическому давлению. Причем из-

меряет не непосредственно гидростатическое давление жидкости,

а равное ему пневматическое. ИИС «Радиус» имеет погрешность из-

мерения массы жидкости при погрешности 0,2 % калибровки резер-

вуара не более 0,5 % и может одновременно обслуживать 10 резер-

вуаров.

ИИС «Квант» позволяет полностью автоматизировать цент-

ральный контроль массы жидкости в резервуарах с регистрацией

на бланке и перфоленте всех параметров количественного учета.

320

Система предназначена для автоматизированного коммерческо-

го учета массы и оперативного измерения уровня нефтепродуктов

в вертикальных резервуарах высотой до 18 м и максимальным дав-

лением в газовом пространстве до 4 кПа. ИИС «Квант» способна об-

служивать 5 подсистем «Радиус-М» с суммарным количеством ре-

зервуаров не более 50 и относительной погрешностью измерения

массы не более 0,5 %.

8.3. Средства измерения нефтепродуктов

Объемно-массовый метод измерения

Этим методом определяется масса нефтепродукта по его объе-

му и плотности. Объем нефтепродукта находится из градуирован-

ных таблиц по измеренному уровню. Объем также можно измерять

счетчиком жидкости.

В градуированной таблице указывают величины, на которые

внесены поправки при ее расчете.

Уровень нефтепродукта может измеряться рулетками, метрошто-

ками и уровнемерами. Техническая характеристика средств измере-

ния приведена в табл. 8.1.

Таблица 8.1 — Техническая характеристика средств измерения

Средства

измерения

Стандарт

Пределы

измерений, м

Погрешность

Рулетки с гру-

зом 2-го или 3-го

класса точности

Метрошток типа

МШР и состав-

ные типа МШС

Уровнемеры

ГОСТ 7502—80

ГОСТ 18987—73

ГОСТ 15983–81

0…10

0…20

0…2200

0…14

0…20

Согласно ГОСТ

7502—80 для 2-го

и 3-го класса точно-

сти.

±2 мм по всей дли-

не; от начала до сере-

дины шкалы ±1 мм.

Согласно ГОСТ

15983—81 ±4 мм

Кроме ручных механических средств измерения уровня сущест-

вуют современные многофункциональные электронные устройства.

Одним из них является переносной электронный уровнемер