Состояние и перспективы развития средств измерения количества нефтепродуктов

 

Надежность системы снабжения предприятий промышленности и малых объектов нефтепродуктообеспечения (потребителей) горюче-смазочными мате риалами гарантируется стабильностью функционирования крупных нефтебаз и нефтеперерабатывающих заводов (поставщиков). При выполнении функций связанных с передачей нефтепродуктов поставщиками потребителям, возникает комплекс проблем, связанных с сохранением количества и качества нефтепродуктов и сокращением потерь в процессе их транспортирования, приема, выдачи и хранения. Потери нефтепродуктов складываются из прямых потерь (испа­рения, утечки, переливы, проливы, аварийные потери и т. д.) и из потерь, воз­никающих от погрешностей средств измерений [14].

Применение средств измерения (СИ), незащищенных от субъективного влияния на процесс измерения, использование разных методов измерения и учета одного и того же количества продукта являются главными факторами по­грешности учета. В настоящее время при резком сокращении объема добычи нефти, значительном повышении цен на нефтепродукты вопросы экономии сырьевых ресурсов напрямую связаны с совершенствованием техники и техно­логии измерения и учета количества нефтепродуктов, т. е. повторяется ситуа­ция, наблюдавшаяся в промышленном производстве в 60—70-е годы.

К сожалению, все проводившиеся опытно-конструкторские работы в этой области никогда не касались совершенствования самой технологии функциони­рования поставщика и измерения количества нефтепродуктов, а были в основ­ном направлены на повышение класса точности СИ применительно к сущест­вующей технологии. Анализ показал, что, если учитывать закономерность сни­жения погрешности измерения после значения 1%, то при каждом последую­щем его снижении на 0,1% будут резко увеличиваться затраты на разработку, эксплуатацию СИ, повышение уровня квалификации обслуживающего персо­нала. Имеющиеся у поставщиков СИ даже с установленным классом точности (0,5) в реальных условиях не обеспечивают погрешностей измерения в задан­ных руководящими документами пределах. Очевидно, несмотря на значитель­ные затраты, работы в данном направлении не могут дать требуемого уровня качества измерения и, следовательно, достоверного учета количества нефте­продуктов.

Проведенные исследования показали, что совершенствование технологии измерения и учета содержит потенциальную возможность достижения качест­венных показателей учета количества нефтепродуктов с минимальными затра­тами. Создание усовершенствованной технологии позволит пересмотреть усто­явшиеся положения о необходимости и логическом содержании принимаемых нормативов на погрешности самих СИ, а также о необходимости работ по соз­данию специализированных СИ для отдельных технологических операций.

Возможность включения данных измерения количества нефтепродуктов в систему обработки информации о ходе выполнения технологических операций позволяет создать систему автоматизированного управления производственным процессом предприятия нефтепродуктообеспечения (АСУП НП).

Количественный учет горючего ведется в единицах массы и осуществляет­ся при его приеме, выдаче и хранении. В соответствии с ГОСТ 26976—86 отно­сительная погрешность измерения нефтепродуктов не должна превышать 0,5% при массе более 100 т и 0,8% — при массе до 100 т. В учетных операциях при­меняются массовые и объемно-массовые (статические и динамические) методы измерений. В настоящее время при использовании объемно-массового статиче­ского метода измерения массы объемы залитого продукта в градуированных емкостях определяются по градуировочным таблицам с помощью метрштока, измерительной рулетки или уровнемера. Измерения осуществляются согласно специальной инструкции. Основные технические данные отечественных систем измерения уровня нефтепродукта в резервуаре приведены в табл. 1.9.

Анализ технических характеристик СИ показывает, что все они не в пол­ной мере соответствуют предъявляемым требованиям по точности, надежности, быстродействию. Для оперативного контроля за наличием горючего в верти­кальных резервуарах применялись указатели уровня поплавкового типа УДУ-2, УДУ-5, УДУ-10. Опыт их эксплуатации подтвердил, что эти приборы имеют низкую надежность и высокую погрешность, сложны в обслуживании.

В резервуарных парках предприятий нефтепродуктообеспечения страны, кроме поплавково-механических указателей уровня, применялись и другие уровнемеры: "Вертикаль", "Утро-2", "Утро-3", "Квант", "Радиус-М", УЭМ-1, УГР-1М, РУ. ПТ-1, РУ. ПТ-2 и др.

В последние годы происходит активное внедрение автоматизированных систем измерения и учета количества горючего в резервуарных парках, имею­щих высокую надежность. Анализ современных отечественных и зарубежных информационно-измерительных систем показывает, что наиболее перспектив­ными методами определения количества горючего в резервуарах являются ем­костной, магнитострикционный, радиоволновый (радиолокационный).

Радиолокационный принцип измерений применяется в уровнемере инфор­мационно-измерительной системы (ИИС) "Зонд-01", магнитострикционный — в ИИС на базе уровнемеров УМ-П01 и "СТРУНА-М"; емкостной — в уровне­мере автоматизированной системы учета количества нефтепродуктов АСУН УИР.

Основные технические данные отечественных ИИС учета количества неф­тепродуктов в резервуаре приведены в таблице 1.10, технические характери­стики счетчиков жидкости в таблице 1.11.

ИИС на базе радиолокационного уровнемера (РУ) "ЗОНД-01" предназна­чена для измерения основных параметров светлых и темных нефтепродуктов (уровня, плотности, температуры), определения объема и массы по сортам неф­тепродуктов в вертикальных резервуарах с погрешностью до 0,5% и своевре­менного выявления утечек и переливов горючего из резервуаров.

Принцип действия РУ основан на излучении радиоволны в направлении нефтепродукта и расчете уровня по задержке отраженного сигнала.

 

Таблица 1.9

 

Основные технические данные отечественных систем измерения уровня нефтепродукта в резервуаре

 

СИ	УДУ-10	ДДИ-1	САПФИР- 22 ДУ	ДУУ-1	РУ.ПТ-02	УЭМ-1	УГР-1М
Принцип действия	Поплавково-механический	Поплавково- индуктивный	Буйковый	Ультразвуковой	Электромеханический
Нефтепродукты	Светлые	Светлые	Светлые	Светлые	Светлые	Светлые	Светлые
Диапазон измерения уровня, м	0-12	0,3-12	0,25-1	0,25-1	0,4-12	0-20	0-20
Погрешность изме­рения уровня, м
Температура возду­ха, °С	-50 ± +50	-45 ± +75	-45 ± +50	-40 ± +75	-40 ± +55	-30 ± +50	-45 ± +50
Срок службы, лет

 

Таблица 1.10

Основные данные отечественных ИИС учета количества нефтепродуктов

 

ИИС	На базе РУ«Зонд-01»	На базеУМ-ПО1	АСУН УИР
Метрологические характеристики
Диапазон измерения
-уровня, м	0,4-18	0,4-8	0,3 -18
-температуры, С	-60 ± +60	-60 ± +60	-50 ± +50
-плотности, г/см^3	0,7-0,9	0,7-0,9	0,69-0,95
Уровень подтоварной
воды, м	0-0,4	0-0,4	0-0,3
Погрешность измерения:
уровня, мм
плотности, г/см	0,0012	0,0012	0,0015
%	(0,15)	(0,15)	(0,2)
температурь:, °С	0,5	0,5	0,5
массы, %	До 0,5	До 0,5	До 0,5
Рабочая температура, °С	-40-Н-55	-ЗО++5О	-45^+50
	Эксплуатационные характеристики
Нефтепродукты	Светлые, темные	Светлые	Светлые
Питание (основное/резервное):
напряжение, В	220/24
ток	Переменный, частотой 50 Гц
Место монтажа на резервуаре	крыша	крыша	днище
Неблагоприятные факторы	Конденсат на антенне из­лучателя	Отморожения смолистых соеди­нений на стержне и поплавке, кристаллизация воды	Кристаллизация воды
Срок службы

 

Таблица 1.11

Технические характеристики счетчиков жидкости

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Счетчик жидкости	Диаметр условного прохода, мм	Расход жидкости, м/ч	Рабочее давление, МПа	Относительная погрешность, %	Межпове­рочный ин­тервал, лет	Габаритные размеры, мм	Масса кг
Тип	Марка
Винтовой	ППВ-100-1,6СУ (ВЖУ-100-1,6)		18-180	1,6	±0,5	2,5	480x288x538
ППВ-150-6,4СУ JBDKY-150-6,4)		30-420	6,4	±0,5	2,5	670x350x638
Турбин­ный	"Турбо квант"		27-270	4,0	±0,5		356xØ 180x233
То же		55-550	10,0	±0,5		368x Ø 220x285
ТП-150-ФВ		40-400	2,0	±0,5	Л Z.	Ø 300x450
ТПР-20-3-1		18-216	2,0	±(0,4-1,0)		225x208x217
НОРД-М-100-25		25-250	2,5	±(0,5-1,4)		Ø 200 х 280
Вихревой	СЖ-100-1,6		20-200	1,6	±0,5		300x160x216
СЖ-150-6,3		50-500	6,3	±0,5		440x194x293
Парци­альный	ПРСН-100-1,6		30-120	1,6	±2		530x438x350
ПРСН-150-1,6		50-300	1,6	±1,5		900x203x400

 

Измерение плотности базируется на зависимости параметров колебательной системы датчика от плотности нефтепродукта, измерение температуры — на преобразовании изменения сопротивления датчика температуры в частотный электрический сигнал.

Магнитострикционный уровнемер УМ - 01 предназначен для определения уровня светлых нефтепродуктов (бензина, керосина, дизельного топлива) в вер­тикальных резервуарах.

Включение вибрационного плотномера-термометра в комплект оборудова­ния ИИС на базе уровнемера УМ-П01 позволяет не только дополнительно из­мерять плотность и температуру продукта, но и вести учет нефтепродуктов в единицах массы.

Принцип действия уровнемера основан на измерении времени движения ультразвуковой волны вдоль стержня, датчика плотности — на измерении зави­симости параметров колебательной системы от плотности нефтепродуктов.

ИИС на базе уровнемера УМ-П01 включает первичный и вторичный преоб­разователи уровня, релейный блок, датчик плотности и температуры, электрон­ный преобразователь, блок коммутации.

Находящийся в корпусе первичного преобразователя магнитострикционного уровнемера излучатель под воздействием импульса возбуждает ультразвуко­вую волну в стержне-звукопроводе, который с намотанной на нем катушкой размещается в металлической трубке. По трубке, защищающей стержень-звукопровод от внешнего воздействия, свободно перемещается поплавок с рас­положенными внутри него магнитами. При достижении ультразвуковой волной уровня магнитного поля магнитов поплавка в катушке образуется импульс уровня.

Автоматизированная система учета количества нефтепродуктов (АСУН УИР) предназначена для светлых нефтепродуктов (бензина, керосина, дизель­ного топлива) и обеспечивает измерение их уровня, плотности и температуры, а также уровня подтоварной воды в вертикальных и горизонтальных резервуарах.

Принцип действия емкостного уровнемера АСУН УИР основан на измене­нии электрической емкости конденсаторов датчиков уровня пропорционально степени их заполнения продуктом. Принцип действия датчика плотности бази­руется на измерении выталкивающей силы откалиброванного поплавка, дейст­вующей на чувствительный элемент индуктивного преобразователя.

Структурная схема АСУН УИР представлена на рис. 1.44. Уровнемер АСУН УИР выполнен в виде набора функционально независимых датчиков уровня длиной 1000 мм. Каждый из этих датчиков содержит встроенный элек­тронный узел, обеспечивающий минимизацию количества измерительных це­пей, адресный опрос чувствительных элементов датчика и первичное преобра­зование полученной информации.

 

 

Рис. 1.44. Структурная схема АСУН УИР

 

Информация от датчиков уровня подтоварной воды, плотности и темпера­туры поступает на вход блока электронного преобразователя (БП), а затем через блок коммутации (БК) и блок сопряжения (БС) на вход персонального компью­тера.

ИИС на базе радиолокационного уровнемера "ЗОНД-01" рекомендуется ис­пользовать на вертикальных резервуарах вместимостью от 2000 до 10 000 м³ для светлых и темных нефтепродуктов; ИИС на базе магнитострикционного уровнемера УМ-П01 — на вертикальных резервуарах вместимостью до 1000 м³ для светлых нефтепродуктов; АСУН УИР - на вертикальных и горизонтальных резервуарах всех типов для светлых нефтепродуктов.

При проведении работ по реконструкции резервуарных парков целесооб­разно предусмотреть комплексную автоматизацию технологических процес­сов приема, хранения и выдачи нефтепродуктов. Одна из основных задач при этом — точное и оперативное определение количества (массы) перемещае­мых и хранимых нефтепродуктов.

Перечисленные бесконтактные уровнемеры зарегистрированы и допущены к применению в Российской Федерации. Использование в информационно-измерительных системах датчиков температуры и давления, подключенных к ЭВМ, позволяет осуществлять учет массы горючего в резервуарах с необходи­мой точностью путем компенсации погрешности измерения программным пу­тем.

Для учета количества нефтепродуктов в трубопроводе применяются тур­бинные счетчики: "Турбоквант" (Венгрия), ТП-150-ФП системы "Энергоин­вест" (Югославия), "НОРД-М" (Россия), а также отечественные камерные — лопастные (ЛЖ) и винтовые (ВЖУ) счетчики, технические характеристики ко­торых приведены в таблице.

Турбинные счетчики по сравнению с камерными имеют значительно мень­шие размеры и массу. Однако у данных приборов имеется ряд недостатков (за­висимость показаний от физических свойств измеряемой среды, значительная инерционность), что приводит к сужению областей применения. Все указанные особенности турбинных счетчиков и трудности их метрологического обеспече­ния в процессе эксплуатации сдерживают их внедрение.

Начиная с 60-х годов, во многих странах стали проводиться интенсивные исследования по созданию вихревых счетчиков и расходомеров. Физической основой работы этих приборов является эффект вихреобразования в измеряе­мом потоке жидкости, возникающий либо при формировании поступательно-вращательной струи, либо при обтекании тел, помещенных в измеряемый по­ток Вихревые преобразователи расхода и количества нефтепродукта имеют существенное принципиальное отличие от турбинных преобразователей: вы­ходной сигнал отображает естественные физические свойства потока; за телом обтекания образуется цепочка вихрей с частотой преобразования, пропорцио­нальной скорости потока. Разработанные счетчики вихревого типа СЖ-100-1,6 и СЖ-150-6,3 прошли государственные испытания и отличаются от всех пред­шествующих счетчиков меньшими габаритными размерами и массой. Счетчики типа СЖ состоят из первичного преобразователя потока и вторичной электрон­но-измерительной системы (ЭИС). Для питания ЭИС требуется источник по­стоянного тока напряжением 12 или 24 В, потребляемая мощность 25 Вт. Для сохранения показаний счетчика в случае аварийного выключения питания (до 92 ч) в ЭИС счетчика входит блок памяти. Отсутствие трущихся деталей в кон­струкции преобразователя, его простота и низкая чувствительность к измене­нию вязкости различных сортов нефтепродуктов обеспечивают высокую на­дежность этих счетчиков.

Кроме средств учета количества нефтепродуктов на складах (базах), необ­ходимы средства оперативного учета горючего при перекачке и индикации объема подачи для контроля за режимом работы насосов. Для этой цели могут служить парциальные счетчики ПРСН-100-1,6 и ПРСН-150-1,6 и индикаторы расхода ИР-75-1,0; ИР-100-1,6 и ИР-150-1,6. Основные технические характери­стики индикаторов расхода приведены в таблице 1.12.

 

Таблица 1.12

Техническая характеристика индикаторов расхода

 

Марка	ИР-75-1,0	ИР-100-1,6	ИР-150-1,6
Преобразователь (тип)	Диафрагменный
Измеритель (тип)	Дифференциальный манометр
Диапазон измерения рас­хода, м^3/ч	10-50	50-150	80-240
Диаметр условного про­хода, мм
Рабочее давление, МПа		1,6	1,6
Потеря давления, МПа	0,05	0,05	0,05
Погрешность измерения, %
Габаритные размеры, мм	220x180x160	348x200x360	338x230x385
Масса, кг	3,5		16,0

 

Опыт создания отечественных ИИС показывает, что традиционные пути их совершенствования, заключающиеся в тщательном подборе элементной базы, применении точных дорогостоящих узлов и деталей, в значительной мере ис­черпаны. В связи с бурным развитием микроэлектроники, вычислительной и микропроцессорной техники перспективными являются структурно-алгоритмические методы улучшения метрологических характеристик систем, основанные на комплексном подходе к их проектированию и получении избы­точной информации, позволяющей реализовать специальные алгоритмы повы­шения точности измерения.

Основным направлением развития предприятий отрасли нефтепродуктообеспечения должно быть создание и внедрение АСУП на основе централизо­ванных автоматизированных систем учета нефтепродуктов с использованием имеющихся интеллектуальных датчиков, устанавливаемых на резервуарах, с терминалами на базе микропроцессоров и микроЭВМ.