Устройство для определения содержания воды в потоке нефтепродукта

Изобретение относится к области информационно-измерительной техники. Предложено устройство для определения содержания воды в потоке нефтепродукта, включающее отрезок трубы, усилитель и первичный преобразователь. Также введены источник переменного тока, регистратор и термопара, контактирующая с наружной поверхностью отрезка трубы. Первичный преобразователь выполнен в виде нагревателя, расположенного на наружной поверхности отрезка трубы напротив термопары, причем источник переменного тока соединен с нагревателем, выход термопары через усилитель подключен к входу регистратора. Технический результат - упрощение процесса определения содержания воды в потоке нефтепродукта. 1 ил.

 

Изобретение относится к области измерительной техники и может быть использовано для измерения влагосодержания и других физических параметров различных потоков, протекающих по трубопроводам.

Известно устройство, реализующее способ определения содержания воды в нефтепродуктах (см. RU 2450256 С1, 10.05.2012), в котором определение концентрации воды в нефтепродуктах производится с помощью прибора, который состоит из мерной емкости (например, шприца), сливное отверстие которого соединено с разъемным патроном, в котором размещен слой водокоагулирующего материала (например, стекловолокна). Сливное отверстие разъемного патрона в свою очередь соединено с разъемным патроном, в котором размещена фильтрующая перегородка, выполненная из пористого водопоглощающего объемного материала (например, пенополивинилформаля. Согласно работе этого прибора фиксированный объем пробы исследуемого нефтепродукта с помощью шприца последовательно прокачивается через слой водокоагулирующего материала и слой водопоглощающего объемного материала (фильтрующую перегородку). По мере движения потока нефтепродукта через водокоагулирующий слой происходит коагуляция (укрупнение) микрокапель воды. При движении потока нефтепродукта через фильтрующую перегородку микрокапли воды попадают в ее поровою структуру, где происходит их задержка. Далее определяется уровень концентрации воды в исследуемом нефтепродукте путем определения массы воды, задержанной фильтрующей перегородкой. Опытный образец фильтрующей перегородки взвешивается и определяется его масса в граммах. Полученный результат сравнивается с массой эталонного образца фильтрующей перегородки, через которую предварительно был прокачен аналогичный нефтепродукт, в котором вода отсутствовала. Геометрические размеры фильтрующих перегородок и объем прокаченной пробы идентичны. В результате сравнения масс водопоглощающего объемного материала определяют количество воды, содержащейся в исследуемом нефтепродукте, а также концентрацию воды в нефтепродукте.

Недостатком этого известного устройства является сложность, связанную со сравнением массы опытного образца фильтрующей перегородки, с массой эталонного образца фильтрующей перегородки.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому, является принятое автором за прототип устройство, реализующее способ определения содержания воды и суммарного содержания металлосодержащих микроэлементов в нефти и нефтепродуктах (см. RU 2386959 С1, 20.04.2010). Данное устройство содержит отрезок полимерной трубы, первичный преобразователь, выполненный в виде медных пластин, закрепленных на поверхности трубы, датчик-магнитометр, закрепленный по окружности трубы в виде браслета, датчик температуры, двухканальный коммутатор, генератор, генератор рабочей частоты, первый измерительный усилитель, второй измерительный усилитель и счетно-решающее устройство.

Принцип работы этого устройства сводится к тому, что для определения искомых параметров, исследуемый поток контролируемой среды, пропускают через отрезок полимерной трубы, снабженной обкладками конденсатора, играющего роль первичного преобразователя. На конденсатор подают переменное напряжение с двумя разными частотами. Определяют зависимости комплексной электропроводности от этих частот для различных нефтей и смесевых продуктов. После этого для каждого продукта, по разным уровням электропроводности, вычисляют отношение комплексной электропроводности исследуемого продукта, пропорциональное диэлектрической проницаемости контролируемой среды. Для этого через коммутатор поочередно подключают генераторы синусоидальных сигналов с частотой f₁ и f₂, f₁<f₂, на вход первичного преобразователя, сигнал с которого через измерительный усилитель поступает в счетно-решающее устройство, где и рассчитывается соотношение комплексной электропроводности продукта. По результату вычисления выбирается конкретная калибровочная модель для данной нефти и по результатам измерения диэлектрической проницаемости нефти на рабочей частоте f₁ вычисляют массовую долю воды в нефти. Таким образом, согласно этому устройству для определения процентного содержания воды достаточно измерить диэлектрическую проницаемость смеси и обезвоженного продукта.

К недостатку этого известного технического решения можно отнести сложность процедуры создания калибровочной модели по сортности нефти и содержанию металлических микрочастиц в потоке, а также необходимость определения диэлектрической проницаемости обезвоженной нефти и температурной коррекции измеренных параметров.

Техническим результатом данного устройства является упрощение процесса определения содержания воды в потоке нефтепродукта.

Технический результат достигается тем, что в устройство для определения содержания воды в потоке нефтепродукта, включающее отрезок трубы, усилитель и первичный преобразователь, введены источник переменного тока, регистратор и термопара, контактирующая с наружной поверхностью отрезка трубы, первичный преобразователь выполнен в виде нагревателя, расположенного на наружной поверхности отрезка трубы напротив термопары, причем источник переменного тока соединен с нагревателем, выход термопары через усилитель подключен к входу регистратора.

Сущность заявляемого изобретения, характеризуемого совокупностью указанных выше признаков, состоит в том, что определение теплопроводности посредством измерения температуры на наружной поверхности отрезка диэлектрической трубы, дает возможность измерить содержание воды в потоке нефтепродукта.

Наличие в заявляемом усвтройстве совокупности перечисленных существующих признаков, позволяет решить задачу определения содержания воды в потоке нефтепродукта на базе определения теплопроводности посредством измерения температуры на наружной поверхности отрезка диэлектрической трубы с желаемым техническим результатом, т.е. упрощением процесса определения содержания воды в потоке нефтепродукта.

На чертеже представлена функциональная схема предлагаемого устройства.

Устройство содержит источник переменного тока 1, соединенный с нагревателем 2, отрезок диэлектрической трубы 3, термопару 4, подключенную к входу усилителя 5 и регистратор 6.

Устройство работает следующим образом. В основе работы данного устройства лежит теплопроводность, которая предусматривает передачу тепла в неравномерно нагретом теле или в непосредственно соприкасающихся телах. Как правило, теплота передается при наличии разности температур между частями или системами тел, т.е. температурном поле. Согласно предлагаемому техническому решению на наружной поверхности диэлектрической трубы 3 размешают нагреватель 2 в виде проволоки (нагреватель находится в контакте с поверхностью трубы). С противоположенной наружной стороны отрезка трубы (диаметрально проволоки) закрепляют термопару 4, так чтобы ее горячий спай контачил с наружной поверхностью отрезка трубы в одной точке, а холодный спай находился в воздухе. После этого с помощью источника переменного тока 1 пропускают ток через нагреватель. В силу этого нагреватель начинает, греется, и тепло будет передаваться в отрезок трубы. При отсутствии контролируемой среды в трубе (наличие воздуха в трубе) за счет теплопроводности воздуха внутри трубы и ее стенок, изменится температура в точке наружной поверхности трубы, контактирующей горячим спайм термопары. Ввиду разности температур между ее спаями (горячий спай в контакте, а холодный - в воздухе) в термопаре возникнет термоЭДС, которая далее может быть использована для измерения температуры на наружной поверхности отрезка диэлектрической трубы. В данном случае для измерения термоЭДСа, холодный спай термопары соединяется с входом усилителя 5, в котором сигнал усиливается и далее передается на вход регистратора 6, обеспечивающего фиксацию термоЭДС, связанную с температурой наружной поверхности диэлектрической трубы.

Определение содержания воды в нефтепродукте по данному устройству сводится к тому, что сначала по отрезку трубы пропускают чистую воду и при постоянных значениях давления (малое давление) и температуры окружающей среды, а также при определенной величине тока, протекающего через нагреватель, по показаниям регистратора определяют температуру, соответствующую теплопроводности чистой воды с учетом теплопроводности стенок диэлектрической трубы, например, фторопласта -4.

При той же величине тока через проволоку и те же самих значениях температуры и давления окружающей среды (случай чистой воды в трубе), пропускают через указанный отрезок трубы чистый нефтепродукт, например, дизельное топливо, и путем измерения температуры посредством термопары определяют теплопроводность этого нефтепродукта с учетом теплопроводности стенок диэлектрической трубы. После этого через трубу пропускают смесь «вода - дизельное топливо». В этом случае если обозначить теплопроводность воды в данном случае λ_в, а теплопроводность дизельного топлива - λ_т, то при наличии в трубе данной двухкомпонентной смеси «вода - дизельное топливо», для вычисления теплопроводности этой смеси λ_см, можно записать

λ_см = (λ_в⋅а + λ_т⋅b)/100,

а и b - соответственно процентные содержания компонентов смеси. Пусть а - процентное содержание воды, а b - процентное содержание нефтепродукта в двухкомпонентной смеси. Последнее выражение (после преобразования), для того чтобы определить искомое значение - процентное содержание воды в данной двухкомпонентной смеси, примет следующий вид

λ_см = λ_в⋅a + λ_т(100-а)/100.

Отсюда для процентного содержания воды а, имеем

а=100(λ_см-λ_т)/(λ_в-λ_т).

Таким образом, при предварительно измеренных значениях параметров λ_т и λ_в, измерив λ_см двухкомпонентной смеси с помощью термопары через теплопроводность, можно вычислить процентное содержание воды в нефтепотоке. При этом условия, связанные с определением теплопроводности двухкомпонентной смеси в трубе, должны быть такими же, как в случае определения теплопроводностей чистой воды и нефтепродукта без воды. Кроме того, скорость потоков в отрезке трубы чистой воды, нефтепродукта без воды и смеси «вода - нефтепродукт», должна быть не большой величиной и целесообразно ее поддерживать постоянной в процессе измерения (необходимость малого значения эффекта конвекции и ее постоянства).

В рассматриваемом случае состояние (состояние из 2-х нерастворимых жидкостей) смеси должно быть таким, чтобы компоненты не вступали в реакцию, например, вода в виде капель - глобул в дизельном топливе (дисперсная фаза).

Для обеспечения эффективной теплопроводности в данном случае необходимым условием является выбор геометрических размеров отрезка диэлектрической трубы с возможностью нагревателя.

Таким образом, в предлагаемом техническом решении измерение теплопроводности смеси «вода - нефтепродукт», дает возможность упростить процедуру определения содержание воды в потоке нефтепродукта.

Предложенное устройство помимо решения задачи определения процентного содержания одного из компонентов в двухкомпонентной жидкой смеси, успешно может быть использовано и для определения компонентов в двухкомпонентной газовой смеси.

Устройство для определения содержания воды в потоке нефтепродукта, включающее отрезок трубы, усилитель и первичный преобразователь, отличающееся тем, что в него введены источник переменного тока, регистратор и термопара, контактирующая с наружной поверхностью отрезка трубы, первичный преобразователь выполнен в виде нагревателя, расположенного на наружной поверхности отрезка трубы напротив термопары, причем источник переменного тока соединен с нагревателем, выход термопары через усилитель подключен к входу регистратора.