КОМПЛЕКС ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ МАССЫ НЕФТЕПРОДУКТА В ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМ РЕЗЕРВУАРЕ

Заявляемая полезная модель относится к средствам прецизионного измерения количества нефтепродуктов в резервуарах хранения и предназначена для использования в составе автоматизированных систем коммерческого учета и оперативного контроля за состоянием хранящегося нефтепродукта.
Масса нефтепродукта в резервуаре определяют как произведение плотности нефтепродукта на его объем, измерение которого, в свою очередь, при  известных параметрах резервуара ограничивают измерением уровня.
Известны различные уровнемеры, обладающие высокой точностью измерения, которые по своей конструкции могут быгь использованы в резервуарах с нефтепродуктами (см., например, пат. РФ№ 2042928, MUK G01F 23/26, 1992 г. ). Уровнемер состоит из последовательно соединенных секций, каждая из которых содержит чередующиеся дискретные и непрерывные датчики уровня с перекрьггием входных электродов и коммутатор импульсов опроса датчиков. Уровнемер содержит также вторичную преобразующую аппаратуру, предназначенную для формирования сигналов опроса и соответствующей обработки полученной информации.
В резервуарах для хранения нефтепродуктов, как правило, происходит разделение компонентов газоводонефтяных смесей, в частности, на дне резервуара присутствует некоторое количество воды. Это количество должно быть учтено при прецизионном определении массы чистого нефтепродукта. Известны
устройства для определения уровней раздела трехслойных сред, в частности устройство, реализующее способ по авторскому свидетельству 1696885, МПК G 01 F 23/26, 1991 г., содержащее вертикальный ряд изолированных друг от друга одинаковых по конструкции емкостных датчиков, установленных на изоляционную колонну таким образом, чтобы крайние датчики, являющиеся компенсационными, были полностью погружены в соответствующие однородные среды: нижний - в воду, верхний - в газ, и блок измерения и регистрации, соединенный с емкостными датчиками при помощи электрических проводников.
Однако такое устройство также рещает только часть проблемы. Прототипом выбрана система сбора и обработки информации  ССОИ 01 по учету нефти в резервуарных парках, разработанная томским акционерным обществом Измерение, осуществляющая автоматизированный сбор информации по текущему уровню, уровню раздела фаз и температуре нефти, нефтепродуктов и воды в резервуарных парках ( копия рекламного проспекта прилагается).
Система содержит погружаемые в резервуар измерительные приборы, устанавливаемые на вертикальных жестких направляющих, упирающихся в днище и зафиксированных на верхней крыщке резервуара, устройства, преобразующие сигналы с выхода измерительных приборов в форму, пригодную для передачи по радиоканалу, радиоантенну и диспетчерский пункт для обработки полученной информации.
Судя по описанию системы, в ней не учитывается неоднородность нефтепродукта по плотности на разных уровнях, которая фактически имеет место из-за отклонений в технологических процессах переработки нефти. Увеличение количества соответствующих измерительных приборов не предусмотрено конструкцией системы и потребует, скорее всего, установки дополнительных направляющих для размещения дополнительного количества приборов, а это, в свою очередь, потребует соответствующей доработки крьппки резервуара. «
Задача, поставленная перед разработчиком, заключалась в создании надежного легкомонтируемого комплекса, осуществляющего прецизионное измерение количества нефтепродукта в резервуаре путем оперативного контроля за такими параметрами нефтепродукта как: уровень границы раздела нефтепродукт - газ, положение границы раздела водного остатка, распределение плотности нефтепродукта по высоте резервуара, распределение температуры нефтепродукта по высоте резервуара и передачу этой информации на диспетчерский пункт. В заявляемом комплексе увеличено количество измеряемых параметров и осуществляется контроль изменения этих параметров в зависимости от глубины погружения в нефтепродукт, что является принципиальным из-за неоднородности физико-химических свойств контролируемого нефтепродукта. В свою очередь, наращивание первичных измерительных средств не должно приводить к дополнительным доработкам резервуара, в частности, сверлению дополнительных отверстий в крыщке, избытку соединительных проводников и т.п.
Поставленная задача решается тем, что в комплексе для определения массы нефтепродукта в технологическом резервуаре, содержащем опускаемые в резервуар измерительные приборы, аппаратуру, преобразующую сигналы с выхода измерительных приборов в форму, пригодную для передачи по радиоканалу на диспетчерский пункт, и радиоантенну, согласно заявляемому предложению, измерительные приборы закреплены на заданных расстояниях вдоль составной металлической полой щтанги, опирающейся своим нижним концом на дно резервуара, верхний конец которой через подвижное уплотнение выведен внутрь контейнера с преобразующей аппаратурой и радиоантенной, установленного непосредственно на верхней крьппке резервуара, при этом внутренний объем щтанги служит для размещения проводов, соединяющих измерительные приборы с преобразующей аппаратурой, и части электрических блоков.
Измерительные приборы скомпонованы в виде отдельных измерительных модулей вьггянутой формы, состоящих из емкостного датчика уровня, датчика плотности и датчика температуры.
Указанные модули установлены вдоль щтанги со смещением по ее периметру и с перекрытием по высоте.
Измерительные модули зафиксированы с возможностью замены в сквозных отверстиях крепежных элементов, установленных на щтанге на заданных расстояниях.
Внутренний объем щтанги может быть заполнен минеральным маслом, а ее верхний конец закрыт герметичной заглушкой, в которой выполнены герметичные вводы для жгута электрических проводов и трубопровода с минеральным маслом.
Конструктивное исполнение той части комплекса, которая непосредственно связана с нефтяным резервуаром, позволило создать устойчивую и недеформируемую опору для размещения и компоновки большого количества измерительных приборов вдоль всей высоты резервуара, сведя к необходимому минимуму длины электрических соединений, обеспечив их компактное и безопасное размещение. Датчики уровня, установленные вдоль всей высоты резервуара, имеющие точную метрологическую привязку по высоте, обеспечивают определение верхней и нижней границ раздела двух смежных сред . Измерительные модули являются практически идентичными (хотя в верхних модулях датчики плотности могут отсутствовать), легко устанавливаются и снимаются, т.е. при необходимости могут бьггь заменены. Минеральное масло, введенное в полость щтанги, окружает соединительные электрические провода и препятствует искрообразованию.
На фиг. 1 представлен общий вид заявляемого комплекса. Он содержит металлическую щтангу 1, опускаемую через отверстие 2 в крышке 3 резервуара 4 с нефтепродуктом и упирающуюся в его днище с помощью опорного подпятника 5. Штанга вьшолнена в форме составной трубы и служит метрологическим базисом для точной установки измерительных модулей 6. Модули 6 установлены с фиксированием в отверстия 7 крепежных элементов 8, которые одновременно фиксируют относительно друг друга отдельные отрезки труб и имеют полость с герметичным вводом электрических проводников от измерительных приборов вн)арь полости штанги 1. Практически каждый модуль содержит три основных измерительных прибора: датчик уровня, датчик плотности и датчик температуры. Датчик уровня вьшолнен на емкостном принципе и, составляя существенную часть модуля 6, определяет его вытянутую форму, т.к. содержит протяженный цилиндрический конденсатор. Датчики плотности и температуры установлены в верхней части модуля и составляют его небольшую часть. Датчик плотности выполнен на принципе измерения силы, выталкивающей поплавок, погруженный в измеряемую жидкую среду (заявка №96114538 от 16.07.96 г., решение о выдаче пат. РФ от 06.01.97 г.). В качестве датчика температуры использован терморезистор. Верхняя часть штанги 1 выводится непосредственно в контейнер 9 с преобразующей радиоаппаратурой, сигналы с которой поступают на радиоантенну 10 и по радиоканалу передаются на антенну диспетчерского пункта 11. Ввод штанги 1 в контейнер 9 с радиоаппаратурой осуществляется через герметичное подвижное уплотнение 12, препятствующее доступу паров к аппаратуре и в то же время исключающее температурные деформации щтанги. Верхний торец щтанги 1 также закрыт герметичной заглущкой 13, в которой выполнены герметичные вводы 14 и 15 для жгута электрических проводников, выводимых из внутренней полости штанги 1 в контейнер, и для трубопровода 16, по которому подается минеральное масло из резервуара 17 во внутренний объем штанги. В резервуаре 17 устанавливается датчик уровня масла 18. Наличие масла в объеме, содержащем электрические соединительные проводники, снижает вероятность искрообразования и гарантирует электровзрьгеобезопасность. В контейнере 9 размещены блок питания 19, электронный блок обработки информации 20 и радиопередатчик 21, связанный с радиоантенной 10. Часть блоков, а именно, электрические блоки датчиков уровня и плотности, а также емкостной датчик уровня защитного слоя минерального масла во внутреннем объеме измерительной штанги размещены непосредственно в измерительной штанге. Электронный блок 20 обработки информации выполнен на основе однокристальной ЭВМ и содержит узлы, обслуживающие ее, в том числе, постоянное запоминающее устройство (ПЗУ), оперативное запоминающее устройство (ОЗУ).
Режим работы комплекса определяется программой, записанной в ПЗУ блока 20. Программа охватывает контроль состояния всех измерительных приборов, установленных на измерительной щтанге, занесение информации в ОЗУ, включение радиопередатчика, а также самодиагностику параметров блока электроники. Сигналы с радиопередатчика 21, содержащие полный объем информации о состоянии нефтепродукта и работе комплекса, в заданный интервал времени поступают на радиоприемник диспетчерского пульта 11, размещенного во взрывобезопасной зоне. ЭВМ, подключенная к радиоприемнику, по специальной программе с учетом тарировочных коэффициентов для каждого резервуара рассчитывает объем и массу нефтепродукта.