Спосіб комп’ютеризованого контролю параметрів нафтопродуктів у резервуарах

Спосіб комп'ютеризованого контролю маси нафтопродуктів у резервуарах, при якому визначають висоту наливу нафтопродукту у резервуарі, на основі якої з використанням калібрувальних таблиць визначають об'єм нафтопродукту, по всій висоті резервуара з відповідними кроками дистанційної дискретності вимірюють розподілені значення температури і густини нафтопродукту за допомогою відповідної розподіленої системи датчиків температури і густини, в тому числі на рівні зливу нафтопродукту з резервуара, причому вимірювання температури і густини нафтопродукту на кожному окремому рівні здійснюють одночасно, всі масиви даних вимірювань заносять до комп'ютерно-інформаційної системи, яка визначає значення густини даного виду нафтопродукту при стандартній температурі, на основі даних вимірювань та згідно з рівняннями, що визначають залежність густини нафтопродукту на відповідній висоті від його густини при стандартній температурі та від поточного значення температури нафтопродукту на даній висоті резервуара, формують залежність густини нафтопродукту від висоти в резервуарі, яку апроксимують з урахуванням лінійної апроксимації вище останнього змоченого датчика температури, а в подальшому формують математичну модель для обчислення зміни густини від висоти нафтопродукту в резервуарі і обчислюють об'єм і масу нафтопродукту в резервуарі у вигляді відповідних сум об'ємів і мас всіх тонких шарів нафтопродукту, які виділяють по всій висоті нафтопродукту в резервуарі, а в подальшому всі дані 2 (19) 1 3 Корисна модель належить до вимірювальної техніки й може бути використана на паливних складах і нафтобазах, де здійснюють зберігання нафтопродуктів у вертикальних і горизонтальних резервуарах та відпущення нафтопродуктів споживачам. Відомо про способи сигналізації рівня рідини, а також для контролю протоку рідин в трубопроводах, в яких для прийняття рішень про наявність чи відсутність рідини в місці розташування відповідного датчика використовується деякий інформативний параметр, величину якого в подальшому порівнюють з пороговими значеннями. В якості інформативного параметра можуть використовуватись безпосередньо результати вимірювань, що здійснюються в аналоговій або в цифровій формі, або величина, яку отримують при обробці результатів вимірювань на основі проведення відповідних обчислень. Результат прийняття рішення формується у вигляді вихідного логічного сигналу «ТАК/HI». При цьому відповідний вихідний логічний сигнал генерується, наприклад, компаратором, що порівнює величини інформативного параметра і порогового значення, і поступає на відповідний виконавчий пристрій, наприклад, на індикатор. Прикладом такого способу є спосіб визначення рівня рідини і пристрій для його здійснення [Патент на винахід РФ №2336502, MKI G 01A 23/34, опубл. Бюл. №29, 2008], що базується на використанні двох терморезисторів, які мають однакові теплові характеристики, і згідно з яким здійснюють нагрівання терморезистора електричним струмом і охолодження за рахунок теплопередавання в зовнішнє середовище, періодичне вимірювання падіння напруги на терморезисторах, обчислення інформативного параметра, порівняння його з пороговою величиною і прийняття рішення про наявність чи відсутність рідини на відповідному контрольованому рівні, тобто на рівні розташування відповідного датчика. При цьому періодично нагрівають тільки один з терморезисторів короткочасними імпульсами від джерела живлення, після закінчення процесу нагрівання багатократно вимірюють відношення напруг ненагрітого і нагрітого терморезисторів, а в якості інформативного параметру, що визначає рівень рідини, обчислюють нормовану похідну за часом на основі обробки масиву результатів вимірювань вищезазначеного відношення. Зокрема, нагрівання терморезистора здійснюють з періодом не більше 2 с, час нагрівання терморезистора в кожному періоді не перевищує 1 с, а обчислення нормованої похідної за часом здійснюють перед початком чергового циклу нагрівання. Для ідентифікації протоку рідини величину нормованої похідної за часом додатково порівнюють з другою пороговою величиною, яка перевищує значення першої порогової величини, після чого приймають рішення про наявність чи відсутність руху рідини на контрольованому рівні. Такий спосіб має наступні проблеми: 42139 4 - спосіб не забезпечує реєстрації маси рідини, яка знаходиться в резервуарі, наприклад, нафтопродукту, що суттєво обмежує області використання способу; - реалізація способу передбачає суттєве енергоспоживання. Найбільш близьким до запропонованого є спосіб автоматизованого контролю і обліку маси нафтопродуктів на паливних базах при їх зберіганні у вертикальних і горизонтальних резервуарах [Заявка на винахід РФ №2006135822, МПК G01F 23/00, опубл. Бюл. №11, 2008], що прийнятий як прототип. Спосіб автоматизованого контролю і обліку маси нафтопродуктів при їх зберіганні у вертикальних і горизонтальних резервуарах полягає в тому, що визначають висоту наливу нафтопродукту в резервуарі, на основі якої з використанням калібрувальних таблиць визначають об'єм нафтопродукту, по всій висоті резервуара з відповідним кроком дистанційної дискретності вимірюють розподілені значення температури і густини нафтопродукту за допомогою відповідної розподіленої системи датчиків температури і густини, в тому числі на рівні зливу нафтопродукту з резервуара, причому вимірювання температури і густини нафтопродукту на кожному окремому рівні палива здійснюють одночасно. Всі масиви даних вимірювань заносять до комп'ютерно-інформаційної системи, в пам'яті якої зберігають також значення густини даного виду нафтопродукту при стандартній температурі. На основі даних вимірювань та згідно з рівняннями, що визначають залежність густини нафтопродукту на відповідній висоті від його густини при стандартній температурі та від поточного значення температури нафтопродукту на даній висоті резервуара, формують залежність густини нафтопродукту від висоти в резервуарі, яку апроксимують з урахуванням лінійної апроксимації вище останнього змоченого датчика температури, а в подальшому формують математичну модель для обчислення зміни густини від висоти нафтопродукту в резервуарі і обчислюють об'єм і масу нафтопродукту в резервуарі у вигляді відповідних сум об'ємів і мас всіх тонких шарів нафтопродукту, які виділяють по всій висоті нафтопродукту в резервуарі. В подальшому всі дані обчислень вносять до бази даних комп'ютерно-інформаційної системи для здійснення порівняльного аналізу, контролю і обліку, при цьому при зливі нафтопродукту зміну його маси в резервуарі визначають на основі використання даних високоточних облікововимірювальних вузлів з урахуванням температурної корекції або на основі маси відпущеного нафтопродукту, яку розраховують як добуток об'єму відпущеного нафтопродукту на його густину на рівні зливу нафтопродукту з резервуара. Такий спосіб має наступні проблеми: - спосіб не забезпечує реєстрацію витоків нафтопродукту з резервуара (при пошкодженні резервуара, при несанкціонованому відборі нафтопродукту з резервуара тощо) при знаходженні резервуара в статичному та динамічному режи 5 мах, пов'язаних відповідно з відсутністю зливу нафтопродукту та з відпущенням нафтопродукту споживачам; - низька надійність процесу реалізації даного способу, оскільки поява нештатних та несанкціонованих витоків в процесі відпущення нафтопродукту з резервуара не призводить до прийняття відповідних управлінських рішень в масштабі реального часу. В основу корисної моделі поставлено задачу удосконалення способу комп'ютеризованого контролю параметрів нафтопродуктів у резервуарах шляхом забезпечення можливості ідентифікації витоків нафтопродукту з резервуара при знаходженні резервуара в статичному (безпосереднє зберігання нафтопродукту) та динамічному (в процесі відпущення нафтопродукту з резервуара споживачам) режимах в реальному дискретному масштабі часу, що дозволить суттєво підвищити надійність процесів зберігання та відпущення нафтопродукту з врахуванням можливості виникнення аварійних ситуацій, пов'язаних з витоками нафтопродуктів з резервуарів. Поставлена задача вирішується тим, що при реалізації способу комп'ютеризованого контролю параметрів нафтопродуктів у резервуарах, згідно з яким визначають висоту наливу нафтопродукту в резервуарі, на основі якої з використанням калібрувальних таблиць визначають об'єм нафтопродукту, по всій висоті резервуара з відповідними кроками дистанційної дискретності вимірюють розподілені значення температури і густини нафтопродукту за допомогою відповідної розподіленої системи датчиків температури і густини, в тому числі на рівні зливу нафтопродукту з резервуара, причому вимірювання температури і густини нафтопродукту на кожному окремому рівні палива здійснюють одночасно, всі масиви даних вимірювань заносять до комп'ютерно-інформаційної системи, яка визначає значення густини даного виду нафтопродукту при стандартній температурі, на основі даних вимірювань та згідно з рівняннями, що визначають залежність густини нафтопродукту на відповідній висоті від його густини при стандартній температурі та від поточного значення температури нафтопродукту на даній висоті резервуара, формують залежність густини нафтопродукту від висоти в резервуарі, яку апроксимують з урахуванням лінійної апроксимації вище останнього змоченого датчика температури, а в подальшому формують математичну модель для обчислення зміни густини від висоти нафтопродукту в резервуарі і обчислюють об'єм і масу нафтопродукту в резервуарі у вигляді відповідних сум об'ємів і мас всіх тонких шарів нафтопродукту, які виділяють по всій висоті нафтопродукту в резервуарі, а в подальшому всі дані обчислень вносять до бази даних комп'ютерно-інформаційної системи для здійснення порівняльного аналізу, контролю і обліку, при цьому при зливі нафтопродукту зміну його маси в резервуарі визначають на основі використання даних високоточних обліково-вимірювальних вузлів з врахуванням температурної корекції або на основі маси відпущеного нафтопродукту, яку розраховують як добуток об'єму відпущеного нафто 42139 6 продукту на його густину на рівні зливу нафтопродукту з резервуара, згідно пропозиції вимірювання та обчислення маси нафтопродукту здійснюють в дискретні моменти часу, запам'ятовують і зберігають в пам'яті комп'ютерно-інформаційної системи результат початкового вимірювання та обчислення значення маси нафтопродукту в резервуарі, з яким при знаходженні резервуара в статичному режимі, пов'язаному з відсутністю зливу нафтопродукту, порівнюють поточні значення маси нафтопродукту, визначеної комп'ютерноінформаційною системою у відповідний дискретний момент часу, а різницю між початковим і поточним значенням маси нафтопродукту в резервуарі порівнюють в кожний конкретний дискретний момент часу з апріорно заданим першим пороговим значенням, при перевищенні якого сигналізують про наявність витоку нафтопродукту з резервуара, при знаходженні резервуара в динамічному режимі, що пов'язаний з відпущенням нафтопродукту з резервуара, в реальному масштабі часу безперервно визначають масу відпущеного нафтопродукту за двома варіантами, як добуток об'єму відпущеного нафтопродукту на його густину на рівні зливу нафтопродукту з резервуара і як поточні дані високоточних обліково-вимірювальних вузлів, при цьому у відповідні дискретні моменти часу порівнюють значення маси відпущеного нафтопродукту, визначені за обома варіантами, а відповідну різницю між цими значеннями в дискретні моменти часу порівнюють з апріорно заданим другим пороговим значенням, при перевищенні якого сигналізують про наявність витоку нафтопродукту з резервуара. Винахідницький задум полягає в тому, що спосіб комп'ютеризованого контролю параметрів нафтопродуктів у резервуарах забезпечує не тільки вимірювання та обчислення об'єму та маси нафтопродукту в резервуарі, а забезпечує також і можливість ідентифікації витоків нафтопродукту з резервуара шляхом порівняння і поточного аналізу контрольованих параметрів, зокрема маси нафтопродукту, в різні дискретні моменти часу (для статичних режимів), в тому числі на основі використання інформації про загальну кількість нафтопродукту, відпущену з резервуара, та кількість нафтопродукту, відпущену безпосередньо споживачам на відповідний момент часу (для динамічних режимів). При цьому суттєво підвищується надійність процесів зберігання та відпущення нафтопродукту (орієнтовно на 7-10 %) з врахуванням можливості виникнення аварійних ситуацій, пов'язаних з витоками нафтопродуктів з резервуарів. Запропонований спосіб комп'ютеризованого контролю параметрів нафтопродуктів у резервуарах здійснюється наступним чином. Безперервно вимірюють поточне значення висоти наливу нафтопродукту в резервуарі за допомогою датчика рівня нафтопродукту, який встановлюють на резервуарі. Для визначення маси нафтопродукту на заданому рівні його наливу в резервуарі вимірюють густину і температуру нафтопродукту на цьому заданому рівні за допомогою відповідних датчиків вимірювання густини, які встановлюють по всій висоті резервуара, та датчиків вимірювання 7 температури, які також встановлюють по всій висоті резервуара на відстані не більше 1 м один від одного. До комп'ютерно-інформаційної системи вводять дані вимірювань густини і температури нафтопродукту, що вимірюються одночасно на одному (відповідному) рівні нафтопродукту в резервуарі, а також дані про тип конкретного нафтопродукту. За введеними даними визначають густину нафтопродукту ρ(Тст) при стандартній температурі, наприклад при Тст=20 °С. Величину густини ρ(Тст) визначають на основі використання відповідних таблиць (ГОСТ 3900-85). На основі даних про густину нафтопродукту при стандартній температурі обчислюють значення густини нафтопродукту на будь-якій висоті нафтопродукту в резервуарі, використовуючи лінійну залежність густини р від температури ρ(Т)=КтТ+Кρ, (1) де Т - температура нафтопродукту; Кт - коефіцієнт температури, значення якого залежить від типу конкретного нафтопродукту в резервуарі (дизельне паливо зимове, дизельне паливо літнє тощо); Кρ - коефіцієнт густини конкретного типу нафтопродукту, який обчислюється за формулою: Кρ=ρ(Тст)-КТТст, (2) Тоді рівняння густини (1) для конкретного типу нафтопродукту приймає вигляд ρ(Т)=ρ(Тст)+Кт(Т-Тст), (3) На основі рівняння (3), що визначає залежність густини нафтопродукту від його густини при стандартній температурі і від температури T(h) на даній дискретній висоті hD резервуара, визначають залежність густини від висоти нафтопродукту в резервуарі ρD(hD). В подальшому за допомогою комп'ютерно-інформаційної системи обробляють отриманий масив дискретних даних, здійснюють апроксимацію отриманих даних і формують рівняння кривої залежності густини конкретного виду нафтопродукту від висоти його наливу в резервуарі ρ=f(h), використовуючи стандартні програми апроксимації, наприклад на основі використання методу найменших квадратів. Апроксимацію рівняння густини нафтопродукту по висоті резервуара в діапазоні, що знаходиться вище останнього змоченого датчика температури, здійснюють на основі лінійної апроксимації. Використання більшої кількості датчиків температури по всій висоті резервуара в порівнянні з кількістю датчиків густини та висока точність апроксимації моделлю ρ=f(h) дозволяє формувати повну реальну картину зміни густини нафтопродукту по висоті резервуара, враховуючи, що надійність датчиків густини набагато нижча, ніж датчиків температури. Разом з тим, при відмовленні в екстремальних ситуаціях одного або декількох датчиків температури і/або густини працездатність системи комп'ютеризованого контролю параметрів нафтопродукту у резервуарі зберігається при безвідмовній роботі хоча б однієї пари датчиків температури і густини, розташованих на одному контрольованому рівні по висоті резервуара. Підвищену точність визначення маси нафтопродукту в резервуарі забезпечують за рахунок ділення нафтопродукту по всій висоті наливу по 42139 8 шарам з використанням калібрувальних таблиць та даних стосовно густини нафтопродукту у кожному шарі. На основі апроксимованої залежності ρ=f(h) обчислюють масу Мi, (і=1...n) будь-якого i-го шару нафтопродукту в резервуарі Мi=Viρi, (4) де ρi - густина нафтопродукту в центрі шару; Vi - об'єм i-го шару нафтопродукту в резервуарі. Маса М всього нафтопродукту в резервуарі обчислюється за формулою n M= åM i i =1 , (5) Всі відповідні вимірювання та обчислення маси М нафтопродукту здійснюють в дискретні моменти часу (t0, t1, t2,..., tk-1, tk, tk+1...), tk=tk-l+∆t з кроком дискретності ∆t, а в пам'яті комп'ютерноінформаційної системи запам'ятовують і зберігають результати початкових вимірювань та обчислення значення маси нафтопродукту в резервуарі M(t0). При знаходженні резервуара в статичному режимі, пов'язаному з відсутністю зливу нафтопродукту, значення M(t0) порівнюють з поточними значеннями маси нафтопродукту M(tk), яку визначають за допомогою комп'ютерно-інформаційної системи у відповідний дискретний момент часу tk, і формують відповідну різницю ∆M(tk)=M(t0)-M(tk), (6) Величину ∆M(tk), як різницю (6) між початковим і поточним значенням маси нафтопродукту в резервуарі, порівнюють в кожний конкретний дискретний момент часу tk з апріорно заданим першим пороговим значенням ∆М1. Величину порогового значення ∆М1 вибирають з урахуванням можливих похибок апроксимації, похибок вимірювань тощо для виключення помилкового прийняття рішень про наявність витоків нафтопродукту з резервуара в статичному режимі. При порушенні умови ∆M(tk)