Спосіб комп’ютеризованого контролю параметрів нафтопродуктів з ідентифікацією витоків у резервуарах та вантажному трубопроводі

Спосіб комп'ютеризованого контролю параметрів нафтопродуктів з ідентифікацією витоків у резервуарах та вантажному трубопроводі, 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 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 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, потім 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 2 (11) 1 З UA ДЕРЖАВНИЙ ДЕПАРТАМЕНТ ІНТЕЛЕКТУАЛЬНОЇ ВЛАСНОСТІ ОПИС (19) МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ УКРАЇНИ 3 41591 4 трубопроводі, і маси відвантаженого безпосередють з апріорно заданим другим пороговим значенньо на транспортний засіб нафтопродукту, що реням, при перевищенні якого сигналізують про єструється на виході дистанційного високоточного наявність витоків нафтопродукту у вантажному обліково-вимірювального вузла, а отриману в ретрубопроводі. зультаті порівняльного аналізу різницю порівню Корисна модель належить до вимірювальної техніки й може бути використана на паливних складах і нафтобазах, де здійснюють зберігання нафтопродуктів у резервуарах та відпущення нафтопродуктів споживачам. Відомо про способи сигналізації рівня рідини, а також 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 Корисна модель РФ № 2336502, МКІ 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 не нагрітого 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 рішен ня про наявність чи відсутність руху рідини на контрольованому рівні. Такий спосіб має наступні проблеми: - спосіб не забезпечує реєстрації маси рідини, яка знаходиться в резервуарі, наприклад, нафтопродукту, що суттєво обмежує області використання способу; - спосіб не забезпечує реєстрації витоків нафтопродукту у вантажному трубопроводі, що з'єднує відвантажувальний резервуар з дистанційно розташованим забірним патрубком відповідного транспортного засобу; - 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 (варіанти) [Патент на Корисна модель РФ № 2329472, МПК G01F 1/86, G01F 17/00, опубл. Бюл. № 20, 2008], що прийнятий як прототип. Спосіб автоматизованого контролю і обліку маси нафтопродуктів на паливних базах 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, 5 41591 6 контролю і обліку, при цьому при зливі нафтопрогустини нафтопродукту від висоти в резервуарі, дукту зміну його маси в резервуарі визначають на яку апроксимують з урахуванням лінійної апроксиоснові маси відпущеного нафтопродукту, яку розмації вище останнього змоченого датчика темпераховують як добуток об'єму відпущеного нафторатури, потім формують математичну модель для продукту на його густину на рівні зливу нафтопрообчислення зміни густини від висоти нафтопродукдукту з резервуара, або на основі використання ту в резервуарі і обчислюють об'єм і масу нафтоданих високоточних обліково-вимірювальних вузпродукту в резервуарі у вигляді відповідних сум лів з урахуванням температурної корекції. Такий об'ємів і мас всіх тонких шарів нафтопродукту, які спосіб має наступні проблеми: виділяють по всій висоті нафтопродукту в резер- спосіб не забезпечує реєстрацію витоків навуарі, а в подальшому всі дані обчислень вносять фтопродукту з резервуара та вантажного трубодо бази даних комп'ютерно-інформаційної системи проводу (при пошкодженні резервуара та/або вандля здійснення порівняльного аналізу, контролю і тажного трубопроводу, при несанкціонованому обліку, при цьому при зливі нафтопродукту з резевідборі нафтопродукту з резервуара та/або вантарвуара зміну його маси в резервуарі визначають жного трубопроводу тощо) при знаходженні резерна основі маси відпущеного з резервуара нафтовуара в статичному та динамічному режимах, попродукту, яку розраховують як добуток об'єму відв'язаних, відповідно з відсутністю зливу пущеного з резервуара нафтопродукту на його нафтопродукту та з відпущенням споживачам нагустину на рівні зливу нафтопродукту з резервуафтопродукту; ра, контроль кількості відпущеного на відповідний - низька надійність процесу реалізації даного транспортний засіб нафтопродукту здійснюють на способу, оскільки поява нештатних та несанкціооснові використання даних високоточних обліковонованих витоків в процесі відпущення нафтопровимірювальних вузлів з урахуванням температурдукту з резервуара та/або вантажного трубопроної корекції, згідно пропозиції вимірювання та обводу не призводить до прийняття відповідних числення маси нафтопродукту здійснюють в дисуправлінських рішень в масштабі реального часу. кретні моменти часу, запам'ятовують і зберігають В основу корисної моделі поставлено задачу в пам'яті комп'ютерно-інформаційної системи реудосконалення способу комп'ютеризованого контзультат початкового вимірювання та обчислення ролю параметрів нафтопродуктів у резервуарах та значення маси нафтопродукту в резервуарі, з яким вантажному трубопроводі шляхом забезпечення при відсутності зливу нафтопродукту з резервуаможливості ідентифікації витоків нафтопродукту з ра, порівнюють поточні значення маси нафтопрорезервуара та вантажного трубопроводу при знадукту, визначеної комп'ютерно-інформаційною ходженні резервуара в статичному (безпосереднє системою у відповідний дискретний момент часу, а зберігання нафтопродукту) та динамічному (в прорізницю між початковим і поточним значенням цесі відпущення нафтопродукту з резервуара спомаси нафтопродукту в резервуарі порівнюють в живачам) режимах в реальному дискретному макожний конкретний дискретний момент часу з апсштабі часу, що дозволить суттєво підвищити ріорно заданим першим пороговим значенням, при надійність процесів зберігання та відпущення нафперевищенні якого сигналізують про наявність топродукту з врахуванням можливості виникнення витоку нафтопродукту з резервуара, при здійсненаварійних ситуацій, пов'язаних з витоками нафтоні відвантаження нафтопродукту з резервуара продуктів з резервуарів та вантажного трубопровимірюють густину і температуру нафтопродукту воду. на вихідному патрубку дистанційного високоточноПоставлена задача вирішується тим, що при го обліково-вимірювального вузла, до якого приреалізації способу комп'ютеризованого контролю єднують забірний патрубок відповідного транспорпараметрів нафтопродуктів з ідентифікацією витотного засобу, за допомогою калібрувальних ків у резервуарах та вантажному трубопроводі, таблиць обчислюють об'єм нафтопродукту, що згідно з яким визначають висоту наливу нафтознаходиться у вантажному трубопроводі, який продукту в резервуарі, на основі якої з викорисз'єднує резервуар з дистанційним високоточним танням калібрувальних таблиць визначають об'єм обліково-вимірювальним вузлом, визначають масу нафтопродукту, по всій висоті резервуара з відпонафтопродукту, що знаходиться у вантажному відним кроком дистанційної дискретності вимірютрубопроводі, як добуток попередньо визначеного ють розподілені значення температури і густини об'єму вантажного трубопроводу на усереднене нафтопродукту за допомогою відповідної розподізначення густини нафтопродукту, що знаходиться леної системи датчиків температури і густини, в у вантажному трубопроводі, масу відпущеного з тому числі на рівні зливу нафтопродукту з резеррезервуара нафтопродукту в дискретні моменти вуара, причому вимірювання температури і густичасу порівнюють з двокомпонентною сумою маси ни нафтопродукту на кожному окремому рівні панафтопродукту, що знаходиться у вантажному лива здійснюють одночасно, всі масиви даних трубопроводі, і маси відвантаженого* безпосередвимірювань заносять до комп'ютерноньо на транспортний засіб нафтопродукту, що реінформаційної системи, яка визначає значення єструється на виході дистанційного високоточного густини даного виду нафтопродукту при стандартобліково-вимірювального вузла, а отриману в реній температурі, на основі даних вимірювань та зультаті порівняльного аналізу різницю порівнюзгідно з рівняннями, що визначають залежність ють з апріорно заданим другим пороговим значенгустини нафтопродукту на відповідній висоті від ням, при перевищенні якого сигналізують про його густини при стандартній температурі та від наявність витоків нафтопродукту у вантажному поточного значення температури нафтопродукту трубопроводі. на даній висоті резервуара, формують залежність 7 41591 8 Корисна модельницький задум полягає в тому, На основі рівняння (3), що визначає залежщоспосіб комп'ютеризованого контролю параметність густини нафтопродукту від його густини при рів нафтопродуктів з ідентифікацією витоків у рестандартній температурі і від температури T(h) на зервуарах та вантажному трубопроводі забезпеданій дискретній висоті hD резервуара, визначають чує як можливість вимірювання та обчислення залежність густини від висоти нафтопродукту в об'єму та маси нафтопродукту у резервуарі та варезервуарі ρD(hD). В подальшому за допомогою нтажному трубопроводі, так і можливість ідентифікомп'ютерно-інформаційної системи обробляють кації витоків нафтопродукту з резервуара та ванотриманий масив дискретних даних, здійснюють тажного трубопроводу шляхом порівняння і апроксимацію отриманих даних і формують рівпоточного аналізу контрольованих параметрів, няння кривої залежності густини конкретного виду зокрема маси нафтопродукту, в різні дискретні нафтопродукту від висоти його наливу в резервуамоменти часу (для статичних режимів), в тому чирі ρ=f(h), використовуючи стандартні програми слі на основі використання інформації про загальапроксимації, наприклад на основі використання ну кількість нафтопродукту, відпущену з резервуаметоду найменших квадратів. Апроксимацію рівра, кількість нафтопродукту, що знаходиться у няння густини нафтопродукту по висоті резервуавантажному трубопроводі, та кількість нафтопрора в діапазоні, що знаходиться вище останнього дукту, відпущену безпосередньо споживачам на змоченого датчика температури, здійснюють на відповідний момент часу (для динамічних режиоснові лінійної апроксимації. Використання більшої мів). При цьому суттєво підвищується надійність кількості датчиків температури по всій висоті резепроцесів зберігання та відпущення нафтопродукту рвуара в порівнянні з кількістю датчиків густини та (орієнтовно на 8-10 %) з врахуванням можливості висока точність апроксимації моделлю ρ=f(h) довиникнення аварійних ситуацій, пов'язаних з витозволяє формувати повну реальну картину зміни ками нафтопродуктів з резервуарів та вантажного густини нафтопродукту по висоті резервуара, вратрубопроводу. ховуючи, що надійність датчиків густини набагато Запропонований спосіб комп'ютеризованого нижча, ніж датчиків температури. Разом з тим, при контролю параметрів нафтопродуктів з ідентифівідмовленні в екстремальних ситуаціях одного або кацією витоків у резервуарах та вантажному трудекількох датчиків температури і/або густини прабопроводі здійснюється наступним чином. Безпецездатність системи комп'ютеризованого контрорервно вимірюють поточне значення висоти лю параметрів нафтопродукту у резервуарі зберіналиву нафтопродукту в резервуарі за допомогою гається при безвідмовній роботі хоча б однієї пари датчика рівня нафтопродукту, який встановлюють датчиків температури і густини, розташованих на на резервуарі. Для визначення маси нафтопродукодному контрольованому рівні по висоті резервуату на заданому рівні його наливу в резервуарі вира. Підвищену точність визначення маси нафтомірюють густину і температуру нафтопродукту на продукту в резервуарі забезпечують за рахунок цьому заданому рівні за допомогою відповідних ділення нафтопродукту по всій висоті наливу по датчиків вимірювання густини, які встановлюють шарам з використанням калібрувальних таблиць по всій висоті резервуара, та датчиків вимірюванта даних стосовно густини нафтопродукту у кожня температури, які також встановлюють по всій ному шарі. На основі апроксимованої залежності висоті резервуара на відстані не більше 1м один ρ=f(h) обчислюють масу Мi, (i=1...n) будь-якого i-го від одного. До комп'ютерно-інформаційної системи шару нафтопродукту в резервуарі вводять дані вимірювань густини і температури Мi=Viρi, (4) нафтопродукту, що вимірюються одночасно на де рi - густина нафтопродукту в центрі шару; одному (відповідному) рівні нафтопродукту в реVi - об'єм i-го шару нафтопродукту в резервуазервуарі, а також дані про тип конкретного нафторі. продукту. За введеними даними визначають гусМаса М всього нафтопродукту в резервуарі тину нафтопродукту ρ(ТСТ) при стандартній обчислюється за формулою температурі, наприклад при ТСТ=20°С. Величину n густини ρ(ТСТ) визначають на основі використання M= Mi (5) відповідних таблиць (ГОСТ 3900-85). На основі i =1 . даних про густину нафтопродукту при стандартній Всі відповідні вимірювання та обчислення матемпературі обчислюють значення густини нафтоси М нафтопродукту здійснюють в дискретні мопродукту на будь-якій висоті нафтопродукту в ременти часу (t0, tl, t2, ...,tk-1, tk, tk+1…),tk=tk-l+∆t з крозервуарі, використовуючи лінійну залежність гуском дискретності ∆t, а в пам'яті комп'ютернотини р від температури інформаційної системи запам'ятовують і зберігаρ(Т)=КТТ+Кρ, (1) ють результати початкових вимірювань та обчисде Т - температура нафтопродукту; лення значення маси нафтопродукту в резервуарі КТ - коефіцієнт температури, значення якого М(t0). При знаходженні резервуара в статичному залежить від типу конкретного нафтопродукту в режимі, пов'язаному з відсутністю зливу нафторезервуарі (дизельне паливо зимове, дизельне продукту, значення M(t0) порівнюють з поточними паливо літнє тощо); значеннями маси нафтопродукту M(tk), визначеної Кρ - коефіцієнт густини конкретного типу нафкомп'ютерно-інформаційною системою у відповідтопродукту, який обчислюється за формулою: ний дискретний момент часу tk, і формують відпоКρ=ρ ТСТ)-КТТСТ (2) відну різницю Тоді рівняння густини (1) для конкретного типу ∆M(tk)=M(t0)-M(tk) (6) нафтопродукту приймає вигляд Величину ∆M(tk), як різницю (6) між початкоρ(Т)=ρ(ТСТ)+КТ(Т-ТСТ) (3) вим М(t0) і поточним M(tk) значенням маси нафто ∑ 9 41591 10 продукту в резервуарі, порівнюють в кожний конкПри знаходженні резервуара в динамічному ретний дискретний момент часу tk з апріорно зарежимі, що пов'язаний з відпущенням нафтопроданим першим пороговим значенням ∆M1. Велидукту з резервуара безпосередньо на відповідний чину порогового значення ∆M1 вибирають з транспортний засіб, вимірюють густину і темпераурахуванням можливих похибок апроксимації, потуру нафтопродукту на вихідному патрубку дистахибок вимірювань тощо для виключення помилконційного високоточного обліково-вимірювального вого прийняття рішень про наявність витоків нафвузла, до якого приєднують забірний патрубок відтопродукту з резервуара у статичному режимі. При повідного транспортного засобу. На виході дистапорушенні умови нційного високоточного обліково-вимірювального ∆M(tk)