АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА КОНТРОЛЯ И УЧЕТА МАССЫ НЕФТЕПРОДУКТОВ "ГАММА" ПРИ ИХ ХРАНЕНИИ В ВЕРТИКАЛЬНЫХ И/ИЛИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ РЕЗЕРВУАРАХ НА ТОПЛИВНЫХ БАЗАХ

Полезная модель относится к измерительной технике и может быть использована на топливных базах, а именно, топливных складах, нефтебазах, нефтехранилищах, осуществляющих хранение нефтепродуктов в вертикальных и/или горизонтальных резервуарах и их отпуск потребителям.
Контроль и учет массы нефтепродуктов при их хранении на топливных базах осуществляют посредством автоматизированных систем контроля и учета.
Автоматизированная система контроля и учета массы нефтепродуктов в вертикальных и/или горизонтальных резервуарах необходима для определения наличия нефтепродукта в каждом контролируемом резервуаре на топливной базе в режиме реального времени. Система позволяет учитывать различные виды нефтепродуктов по результатам работы за сутки, декаду, месяц, квартал, год. Автоматизированная система должна использоваться совместно с системами приема нефтепродуктов на топливную базу в железнодорожных цистернах (или по трубопроводу) и с использованием топливораздаточных колонок (ТРК) или автоматизированных систем налива (АСН).
Особенностью работы топливных баз является их регулярное снабжение нефтепродуктами и одновременный отпуск потребителям. В связи с высокой стоимостью нефтепродуктов их запас на топливных базах ограничивают и рассчитывают в сутках.
Известна автоматизированная система контроля и учета массы нефтепродуктов на топливных базах при их хранении в вертикальных и горизонтальных резервуарах «УИП-9602», включающая, последовательно соединенные блок первичных преобразователей (БПП) с датчиками: уровня нефтепродуктов (ДУн), уровня подтоварной воды или льда (ДУв), измерения плотности (ДП) и температуры (ДТ) нефтепродуктов, блок преобразователей (БПР), блок коммутации (БК), блок сопряжения (БС), ПЭВМ (см. «Система измерения массы светлых нефтепродуктов УИП-9602». Руководство по эксплуатации АТУШ. 400000.01. РЭ г.Королев 2003 г.).
Система УИП-9602 обеспечивает измерение светлых нефтепродуктов и подтоварной воды со следующими диапазонами:
- по уровню 0,01 м ÷ 21 м;
3
3
- по плотности 600 кг/м ÷ 1000 кг/м'
- по температуре -40°С ÷ +50°С и допускаемой абсолютной погрешности:
- по уровню ±1 мм;
3
- по плотности ±1,5 кг/м;
- по температуре ±0,5 (0,2)°С
Предел допускаемой относительной погрешности измерения массы нефтепродукта ±0,4%.
Известная система автоматизированного контроля и учета массы нефтепродуктов при их хранении в вертикальных и/или горизонтальных резервуарах на топливных базах «УИП-9602» не позволяет достоверно определять предельный уровень нефтепродуктов в резервуарах и не осуществляет должного контроля за несанкционированным отбором или утечкой топлива в резервуарном парке.
Технический результат, который может быть получен от использования заявленной полезной модели, заключается в повышении точности контроля и учета массы нефтепродуктов при их хранении на топливных базах и отпуске потребителю.
Указанный технический результат достигается в автоматизированной системе контроля и учета массы нефтепродуктов «Гамма» при их хранении в вертикальных и/или горизонтальных резервуарах на топливных базах, включающей последовательно соединенные блок первичных преобразователей (БПП) с датчиками: уровня нефтепродуктов (ДУн), уровня подтоварной воды или льда (ДУв), измерения плотности (ДП) и температуры (ДТ) нефтепродуктов, блок преобразователей (БПР), блок коммутации (БК), блок сопряжения (БС), ПЭВМ, при этом система дополнительно содержит присоединенный к ПЭВМ блок контроля сохранности нефтепродуктов (БКС) в резервуарном парке и соединенные между собой сигнализатор предельного уровня нефтепродуктов (СУ), преобразователь вторичный сигнализации уровня (ПВ-СУ) и блок контроля и сигнализации предельных уровней (БК-СУ).
Блок первичных преобразователей (БПП) с датчиками уровня нефтепродуктов (ДУн) и БПР образуют канал измерения уровня нефтепродуктов.
БПП с датчиками уровня подтоварной воды или льда (ДУв) и БПР образуют канал измерения уровня подтоварной воды или льда.
БПП с датчиками плотности нефтепродуктов (ДП) и БПР образуют канал измерения плотности нефтепродуктов.
БПП с датчиками температуры нефтепродуктов (ДТ) и БПР образуют канал измерения температуры.
Сигнализатор предельного уровня нефтепродуктов (СУ) и преобразователь вторичный сигнализации уровня (ПВ-СУ) образуют канал измерения предельного уровня нефтепродуктов.
На чертеже представлена схема заявленной автоматизированной системы контроля и учета массы нефтепродуктов при их хранении в вертикальных и/или горизонтальных резервуарах на топливных базах, где Р - комплект аппаратуры, устанавливаемой на резервуаре, БПП - блок первичных преобразователей, ДП - датчики плотности нефтепродуктов, ДТ - датчики температуры нефтепродуктов, ДУ - блок датчиков уровня, содержащий: ДУн - датчики уровня нефтепродуктов и ДУв - датчики уровня подтоварной воды или льда, БПР - блок преобразователей, БК - блок коммутации, БС - блок сопряжения, СУ - сигнализатор предельного уровня нефтепродуктов, ПВ-СУ - преобразователь вторичный сигнализации уровня, БК-СУ - блок контроля и сигнализации предельных уровней, БКС - блок контроля сохранности нефтепродуктов в резервуарном парке.
Работа системы основана на преобразовании физических величин нефтепродуктов и подтоварной воды или льда в коды, которые передаются в ПЭВМ типа IBM PC, где происходит обратное преобразование кодов в физические величины с помощью пакета прикладных программ.
Датчики уровня состоят из набора чувствительных элементов (конденсаторов) длиной 125 или 62,5 мм. Количество чувствительных элементов определяется высотой резервуара.
Принцип действия датчиков (ДУн) уровня нефтепродуктов основан на преобразовании электрической емкости конденсаторов датчика в электрический сигнал, пропорциональный степени его заполнения НП, который поступает в БПР, где преобразуется в код, а затем с помощью ПЭВМ или в физическую величину - уровень НП. При этом весь диапазон измерения с помощью особой конструкции датчика разбивается на последовательный ряд поддиапазонов, что обеспечивает измерение уровня в любой точке диапазона с погрешностью не более ±1 мм.
Датчик уровня подтоварной воды или льда (ДУв) построен по аналогичному принципу.
Механически датчики ДУн и ДУв объединены в единую конструкцию в блок ДУ.
Датчики ДП предназначены для измерения плотности светлых НП, и могут быть использованы при приеме, хранении и отпуске нефтепродуктов.
Принцип действия датчика ДП основан на преобразовании индуктивности чувствительного элемента датчика, пропорциональной выталкивающей силе поплавка, погруженного в НП, в электрический сигнал, который в блоке БПР преобразуется в код, а затем с помощью ПЭВМ в физическую величину - плотность с учетом индивидуальной градуировочной характеристики датчика плотности, воздействия на него дестабилизирующих факторов и температуры окружающей среды. ДП в количестве от 1 до 8 штук крепятся механически на заданных высотах на корпусе ДУ. Электрическое соединение осуществляется через соответствующие кабели, встроенные в ДУ.
Датчики температуры нефтепродуктов (ДТ) предназначены для измерения температуры светлых НП в одной или нескольких точках в зависимости от высоты резервуара. Могут быть использованы датчики температуры типа ТС-4 или ТС-4М.
Принцип действия датчика температуры ТС-4 заключается в следующем. Изменение температуры окружающей среды вызывает пропорциональное изменение частоты чувствительных элементов ДТ, которое преобразуется в блоке БПР в код, а затем с помощью ПЭВМ в физическую величину - температуру.
Принцип действия датчика температуры ТС-4М основан на изменении сопротивления датчиков в зависимости от температуры окружающей среды, которое преобразуется в блоке БПР в код, а затем с помощью ПЭВМ в физическую величину - температуру.
Датчики ДТ в количестве от 1 до 8 штук крепятся механически на корпусе ДУ на заданных высотах (обычно в местах установки ДП). Электрическое соединение осуществляется через соответствующие кабели, встроенные в ДУ.
Блок преобразователей (БПР) выполнен в виде законченного блока и предназначен для преобразования физических величин в электрические сигналы, а затем в соответствующий код, который поступает на вход БК и соответствует протоколу обмена RS 232. БПР содержит микропроцессорный контроллер и преобразователь аналоговых сигналов в цифровой код. БПР по командам от БК управляет работой датчиков и преобразует полученные данные в цифровой код.
Блок коммутации (БК) представляет собой законченный блок и обеспечивает работу от 1 до 6-ти БПР. БК состоит из ячейки контроллера и ячейки питания каналов.
Блок сопряжения (БС) служит для согласования выхода блока коммутации с последовательным портом (СОМ1 или COM2) ПЭВМ типа IBM/PC.
Вся информация с датчиков БПП поступает в БПР, где преобразуется в коды, которые поступают на входы БК, а затем на один из входов БС и на вход ПЭВМ, где происходит ее обработка и индикация результатов измерений в виде физической величины в реальном масштабе времени. При этом расчет массы НП в резервуарах производится по результатам измерений уровня НП и подтоварной воды или льда, плотности и температуры НП. Информация из ПЭВМ поступает в блок контроля сохранности (БКС), связанный с системой отпуска топлива. БКС обеспечивает контроль изменения массы хранимого топлива, а так же сигнализирует в случае несанкционированного отбора или утечек топлива в резервуарном парке. Данный блок может работать совместно с системой автоматизированного коммерческого учета (АСКУ НБ) нефтепродуктов на нефтебазах в реальном режиме времени при приеме, хранении и отпуске и управления технологическими процессами на топливной базе.
Контроль массы нефтепродуктов при заполнении резервуаров и предотвращение перелива осуществляются с использованием сигнализатора предельного уровня (СУ). Преобразователь вторичный сигнализации уровня (ПВ-СУ) предназначен для совместной работы с СУ и выполняет функции барьера взрывозащиты СУ, а также формирует выходные релейные сигналы. Информация с СУ через ПВ-СУ поступает в блок контроля и сигнализации предельных уровней (БК-СУ). БК-СУ представляет собой блок световой и звуковой сигнализации для контроля контактных датчиков. Срабатывание СУ вызывает включение встроенных световой и звуковой сигнализаций БК-СУ, а также переключение контактов соответствующего силового реле, подающего сигнал в другие блоки, например, блок управления насосов для изменения режима их работы. БК, БС и БК-СУ располагаются вне взрывоопасной зоны.
Предлагаемая полезная модель обеспечивает измерение количества нефтепродукта в вертикальных и/или горизонтальных резервуарах на топливных базах с более высокой точностью при различных режимах слива и налива, а также предупреждает о возможных потерях от перелива нефтепродуктов и технологических и несанкционированных потерь.