НЕОБХОДИМОСТЬ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СРЕДНЕЙ ТЕМПЕРАТУРЫ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ В РЕЗЕРВУАРЕ ВЕРТИКАЛЬНОМ СТАЛЬНОМ С ПОНТОНОМ

THE NEED TO DETERMINE THE AVERAGE TEMPERATURE OF OIL AND PETROLEUM PRODUCTS IN A VERTICAL STEEL TANK WITH A PONTOON

Arthur Khairutdinov

student, Department of Automation, Telecommunications and Metrology, Ufa State Petroleum Technological University,

Russia, Ufa

Andrey Ermolaev

scientific supervisor, Candidate of Technical Sciences, Associate Professor, General manager research and production company «Eksiton-avtomatika» LLC,

Russia, Ufa

АННОТАЦИЯ

В данной статье рассмотрены методы и средства определения средней температуры нефти в резервуаре, а также необходимость ее определения при коммерческом учете.

ABSTRACT

This article discusses methods and means for determining the average temperature of oil in a tank, as well as the need to determine it in commercial accounting.

Ключевые слова: нефть, средняя температура, многоточечный датчик, расчет среднего значения.

Keywords: oil, average temperature, multipoint sensor, calculation of the average value.

Хранение нефти и нефтепродуктов на нефтеперекачивающих станциях осуществляется в различных типах резервуаров, одним из которых является стальной цилиндрический резервуар с понтоном (РВСП). Понтон необходим, чтобы препятствовать испарению. Считается, что самой оптимальной степенью заполнения резервуара является 80 – 85 % от полной емкости. Если превысить это значение, то большое количество нефти в резервуаре будет оказывать дополнительное давление на его стенки, что может привести к их повреждениям или возникновению аварийной ситуации.

Для учета количества нефти в резервуаре чаще всего используют объемно-массовый метод. Он включает в себя следующие операции:

– измерение объема нефти;

– измерение средней температуры нефти;

– определение средней плотности нефти;

– определение содержания воды, солей и механических примесей.

Измерение массы нефти и нефтепродуктов в РВС производится согласно ГОСТ Р 8.595 [1], и рассчитывается по формуле:

                                                                                          (1)

где M – масса нефти или нефтепродуктов, кг;

V_раб – объем продукта, приведенный к рабочим условиям, м3;

ρ_раб – плотность продукта, приведенная к рабочим условиям, кг/м3.

Согласно РМГ 86 среднюю температуру нефти в резервуаре определяют с помощью стационарных преобразователей температуры или преобразователя температуры в составе электронной рулетки в соответствии с требованиями инструкции по эксплуатации одновременно с измерениями уровня и рассчитывают по формуле:

                                                                                 (2)

где t_PMГ – средняя температура продукта в резервуаре согласно РМГ 86 [1], °С;

t_ниж – температура нефти на уровне нижнего среза приемно-раздаточного патрубка (хлопушки) по внутреннему диаметру или температура нефтепродукта на уровне на 250 мм выше днища резервуара, °С;

t_ср – температура продукта на уровне середины высоты столба нефти или нефтепродукта, °С;

t_верх – температура продукта на уровне на 250 мм ниже поверхности нефти или нефтепродукта, °С.

При расчете по формуле (2), было принято квадратичное распределение температуры нефти или нефтепродукта по высоте РВС. Однако стандарт API MPMS [2] предполагает, что для нахождения средней температуры продукта должна использоваться формула, использующая линейное распределение:

                                                                                   (3)

где t_API – средняя температура нефти или нефтепродукта в резервуаре, °С.

Масса нефти и нефтепродуктов в резервуаре зависит от ее температуры, именно поэтому необходимо знать среднее значение температуры всей нефти в резервуаре. Одной из широко используемых для этого систем является система TankRadar компании «SAAB Radar Master», в состав которой могут входить три измерительных канала [3]:

– канал измерения уровня продукта с использованием радарных уровнемеров;

– канал измерения температуры с использованием многоточечных датчиков температуры;

– канал измерения плотности продукта с использованием датчиков давления.

При вычислении среднего значения возможны ситуации, когда один или несколько датчиков температуры на разной высоте резервуара выдают недостоверное значение. Например, это может произойти из-за включения устройства размыва донных отложений «Диоген», когда поток теплой нефти попадет прямо на датчик, его показания изменятся, либо один из элементов будет выдавать обрыв или короткое замыкание. Далее при расчете значение средней температуры будет недостоверным, следовательно, будет определено неправильное количество нефти в резервуаре, что может нанести экономический ущерб.

В ходе проведенного анализа было выявлено, что средняя температура нефти и нефтепродуктов имеет значительное влияние на коммерческий учет. Данная тема требует дальнейшего рассмотрения, где будут изучены причины возникновения недостоверных значений температуры и выявлены критерии их отбраковки.

Список литературы:

1. РМГ 86–2009 «Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти. Методика выполнения измерений в вертикальных резервуарах в системе магистрального нефтепроводного транспорта. Основные положения».
2. API Manual of Petroleum Measurement Standards Chapter 7, Temperature Determination
3. Прахова, М. Ю. Автоматизация основных объектов добычи, транспорта и хранения нефти : учебное пособие / М. Ю. Прахова. – Уфа : УГНТУ, 2018. – 232 c.