Способ учета сжиженных углеводородных газов при хранении в резервуарах

Способ учета сжиженных углеводородных газов при хранении в резервуарах

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Область техники, к которой относится изобретение

Изобретение 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), которое описывает способ, осуществляемый устройством коммерческого учета углеводородного топлива, 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 и 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 учет неодинаковых температур жидкой и газовой составляющих СУГ в резервуарах, 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), предложенное изобретение 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 1-3, жестко закрепленных в горловине 5 резервуара 6, и измерительный блок 7. Конденсаторы 1 и 2 служат для калибровки прибора, причем конденсатор 1 находится в паровом пространстве резервуара 6, а конденсатор 2 размещен в жидкой среде. При этом конденсаторы 1, 2 выполнены плоскими, установлены горизонтально и жестко закреплены на верхнем и нижнем торцах конденсатора 3. Вертикально расположенный коаксиальный конденсатор 3 расположен между калибровочными 1 и 2 и изменяет свою емкость в зависимости от уровня заполнения резервуара 6. Устройство для измерения уровня жидкости может работать в режиме непрерывного измерения во всем диапазоне наполнения резервуара 6 от минимальной до максимальной величины.

Однако в данном решении не раскрывается учет неодинаковых температур жидкой и газовой составляющих СУГ в резервуарах, что приводит к снижению точности учета СУГ при хранении в резервуарах

Раскрытие изобретения.

В одном аспекте изобретения раскрыт способ учета сжиженных углеводородных газов (СУГ), хранимых в резервуаре, содержащий этапы, на которых:

- определяют компонентный состав СУГ с помощью средства хроматографического анализа;

- определяют молекулярные массы µ, определенных компонентов с помощью блока обработки;

- измеряют значение плотности ρ_ж жидкой фазы компонентов, входящих в состав СУГ с помощью средства измерения плотности;

- определяют уровень H раздела фаз СУГ в резервуаре с помощью средства измерения уровня раздела фаз;

- определяют температуру t_ж жидкой фазы СУГ и температуру t_п паровой фазы СУГ в резервуаре с помощью датчиков температуры;

- измеряют значение плотности ρ_п, паровой фазы компонентов, входящих в состав СУГ, с помощью средства измерения плотности или определяют 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;

- 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, при помощи блока обработки;

- 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;

- 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

V_п=(t_п)=V_Д20 ^рез·[1+2·α_ст·(t_п-20)]-V_ж(t_ж),

где V_Д20 ^рез - заранее известная действительная вместимость резервуара при температуре 20°C;

причем 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;

вычисляют массу М_ж жидкой фазы СУГ как произведение объема V_ж(t_ж) жидкой фазы в резервуаре на измеренное значение плотности ρ_ж жидкой фазы СУГ,

вычисляют массу M_п паровой фазы СУГ как произведение объема V_п(t_п), занимаемого паровой фазой СУГ в резервуаре, на измеренное или определенное значение плотности ρ_п паровой фазы СУГ,

определяют общую массу M₀ СУГ в резервуаре посредством суммирования массы М_ж жидкой фазы и массы M_п паровой фазы СУГ в резервуаре.

В дополнительных аспектах раскрыто, что при вычислении объема жидкой фазы дополнительно учитывают поправку на температурное расширение материала средства измерений уровня раздела фаз СУГ в резервуаре; 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+α_си)·(t_ж-20)], причем 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.

В дополнительных аспектах раскрыто, что

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

,

t_п=t_в,

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.cp=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

.

В дополнительных аспектах раскрыто, что определяют объем паровой фазы СУГ в резервуаре по формуле V_п(t_п)=V_Д20 ^рез·[1+(2·α_ст+α_си)·(t_п-20)]-V_ж(t_ж), причем 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; вычисляют плотность ρ_п паровой фазы СУГ по формуле , где P - давление, измеренное датчиком; 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 P_кр; T_пр - приведенная температура, которая вычисляется как отношение абсолютной температуры T СУГ к известной для конкретных компонентов СУГ критической температуре T_кр.

Основной задачей, решаемой заявленным изобретением, является обеспечение высокой точности учета СУГ при хранении в резервуарах.

Сущность изобретения заключается в том, что при измерении массы СУГ через определение объема и плотности СУГ в резервуаре дополнительно учитывается разная температура жидкой и паровой фаз СУГ в резервуаре, которая сказывается на разном расширении частей резервуара, в которых находятся эти две фазы, что должно быть учтено для более точного вычисления общей массы СУГ, хранимых в резервуаре.

Технический результат, достигаемый решением, заключается в повышении точности учета СУГ при хранении в резервуарах и обеспечивается благодаря учету отличия температур жидкой и паровой фаз СУГ в резервуаре, что вызывает разное расширение верхней и нижней частей резервуара.

Осуществление изобретения

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.

Исходными данными для определения массы СУГ при хранении в резервуарах АГЗС являются по меньшей мере следующие параметры:

- компонентный состав жидкой фазы СУГ (по данным паспорта или по результатам хроматографического анализа) x_mi, % 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_n, °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 Н 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 Н по градуировочной таблице определяют соответствующее этому уровню значение объема V_ж20.

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

V_ж(t_ж)=V_ж20·[1+(2·α_ст+α_си)·(t_ж.ср-20)],

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/°С;

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

V_п(t_п)=V_Д20 ^рез·[1+2·α_ст·(t_п-20)]-V_ж(t_ж),

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,

,

t_п=t_в,

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 (таких 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 вычисляют по компонентному составу в массовых процентах и величинам плотности индивидуальных углеводородов по формуле

,

где x_mi - 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;

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 T_пр

,

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

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

Критическое давление P_кр и критическая температура T_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

M_ж=V_ж·ρ_ж,

где M_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

М_п=V_п·ρ_п,

где M_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_mn в молярные проценты x₁, x₂, …, x_n пересчитывают по формуле

где x_mi - 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 методами.

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_mi - массовая доля i-го компонента в составе смеси, %;

ρ_жi(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_n - плотность паровой фазы СУГ, кг/м³;

P - абсолютное давление, МПа;

t_n - 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

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 Р 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 T_пк и псевдокритического давления P_пк рассчитывают по формулам

,

,

,

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

P_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 βt₂₀, величина которого вычисляется методом последовательных приближений из выражения

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

βt₂₀ - 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 T_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°С)=0,522 МПа по формуле (3)

По величинам приведенного давления Р_пр=P_{s см}/P_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 способ, в котором 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 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_mi - 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 H 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.

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 фаз находит массы жидкой и паровой фаз, а также общую массу СУГ как сумму масс жидкой и паровой фаз.

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.

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:

, t_п=t_в, 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 под