СПОСОБ ИЗМЕРЕНИЯ РАСХОДА ПОТОКА ЖИДКОСТИ И ГАЗА Российский патент 1994 года по МПК G01F1/76 

Изобретение относится к технике измерения расходов жидкостей и газов и, в частности, к способам измерения расхода нефти в автоматизированных системах управления процессами добычи и транспортирования нефти и газа, а также метрологического обеспечения средств измерения расхода в динамике.

Известен способ измерения расхода жидкостей с помощью турбинного преобразователя расхода и трубопоршневой установки, периодически подключаемой к технологической линии контроля [1] .

Недостатком способа является значительная погрешность измерения расхода.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ измерения расхода жидкостей (газов), включающий измерение параметра выходного сигнала турбинного преобразователя расхода, плотности контролируемого потока жидкости, определение по известным зависимостям объемного и массового расхода жидкости, а также определение среднего объемного распада [2] .

Недостаток известного способа заключается в следующем.

При определении расхода (количества) нефтей возникают дополнительные погрешности за счет эффекта усадки их, обуславливаемой неодинаковостью структуры смешанного многокомпонентного потока нефтей по сечению гидравлического тракта на участках измерений трубопоршневой установки и турбинного преобразователя расхода, сопровождаемой колебаниями температуры и давления контролируемой нефти. Особенно существенны эти погрешности при контроле нефтей, содержащих значительные доли фракций легких углеводородов.

В известном способе с помощью трубопоршневой установки, подключаемой к технологической линии контроля на некоторый период τ, измеряют количество проливаемой дозы жидкости W_т.р., а также количество импульсов N_f выходного сигнала турбинного преобразователя за тот же период, и инвариантное текущему значению среднего расхода жидкости в этот период значение импульсного коэффициента K₁= принимается базовым на весь период процесса контроля нефти для определения объемного количества нефти по формуле W = .

Этим и объясняется наличие погрешностей измерения вследствие воздействия вышеуказанных факторов.

Кроме того, погрешности возникают и из-за необходимости приведения измеренного расхода (количества) в рабочих условиях W_т.р. к расходу (количеству) W_о в нормальных условиях W_o = W_т.р. ˙ С_т ˙ С_р, где С_т и С_р- значения объемных коэффициентов коррекции по температуре и давлению. По данным "Бритиш петролеум (ВРI) и Американского общества инженеров, механизмов (АSME), в связи с использованием "Поправочных множителей при измерении нефтей", табулированных по результатам лабораторных исследований "стабильной" нефти, вызывает сомнение правомерность их практического использования из-за больших погрешностей, особенно, когда рабочие условия контроля существенно отличаются от нормальных.

Целью изобретения является повышение точности измерения.

Цель достигается тем, что в способе измерения расхода жидкостей (газов), включающем измерение параметра выходного сигнала турбинного преобразователя расхода, плотности контролируемого потока жидкости, определение среднего объемного и массового количества жидкости, дополнительно измеряют динамические давление и разность давлений на турбинке преобразователя, в качестве параметра сигнала турбинного преобразователя расхода используют частоту импульсов, а средний объемный расход определяют по формуле Q = S ˙ V, где S - площадь миделева сечения турбинного преобразователя; V - средняя скорость потока жидкости в миделевом сечении турбинного преобразователя, причем указанную среднюю скорость потока жидкости определяют по формуле
V = πδ·tgarcCosec, где n - частота импульсов выходного сигнала турбинного преобразователя;
М_f - коэффициент гиперболы статистической характеристики преобразования турбинного преобразователя;
δ - средний диаметр турбинки преобразователя;
Z - количество лопастей турбинки;
τ_д - динамическое давление потока;
Δ Р_z - разность давлений на турбинке преобразователя.

При реализации способа отпадает необходимость использования трубопоршневой установки, а определение среднего объемного расхода осуществляется через среднюю скорость потока жидкости в миделевом сечении турбинного преобразователя, которая определяется на основе измерения ряда параметров процесса, полностью характеризующих картину гидромеханического взаимодействия контролируемого потока с турбинкой турбинного преобразователя.

Это позволяет исключить погрешности, свойственные способу-прототипу.

Способ осуществляется следующим образом.

Измеряют частоту n импульсов в узле съема выходного сигнала турбинного преобразователя расхода, измеряют динамическое давление τ_дпотока и разность давления Р_z, действующих на турбинке, а также плотность контролируемой жидкости. По измеренным значениям параметров, а также с учетом конструктивных параметров турбинного преобразователя расхода определяют среднюю скорость сформированного в миделевом сечении преобразователя потока по формуле
V = πδ·tgarcCosec, (1) средний объемный расход Q = S ˙ V (2), а также объемное количество контролируемой жидкости W_т.р. по формуле
W_т.р= QdT, (3) где Т - период интегрирования в отрезке реального масштаба времени от Т₁до Т₂, и массовое количество по формуле
M = ρ·Qdt, (4) где ρ - текущее значение плотности контролируемого потока жидкости, измерение которой на потоке осуществляется без ущерба верификации способа.

Реализация способа осуществляется с помощью серийно изготавливаемых технических средств.

На чертеже показана схема устройства для реализации способа.

Устройство содержит рабочую I₁ и резервную I₂ измерительные линии, на которых смонтированы технологические задвижки 2 с обратным клапаном 3, блок фильтра 4 со смесителем 5 потока и преобразователем 6 разности давлений, сигнализирующим о степени загрязненности фильтрующего элемента, преобразователи 7 избыточного давления, 8 температуры и 9 плотности, а также преобразователи 10 динамического давления, турбинный преобразователь 11 расхода и преобразователь 12 разности давлений на турбинке преобразователя 11.

Комплексная измерительная информация поступает в процессор микроЭВМ 13 для обработки с последующей регистрацией результатов в единицах расхода, а также параметров состояния и теплофизических свойств потока в реальном масштабе времени от Т₁ до Т₂.

Использование: для измерения расхода нефти, а также метрологического обеспечения средств измерения расхода. Сущность изобретения: способ включает измерение частоты вращения турбинки турбинного преобразователя, измерение плотности потока, его динамического давления, разности давлений на турбинке и определение величины объемного расхода по математической зависимости, включающей измеренные величины. 1 ил.

СПОСОБ ИЗМЕРЕНИЯ РАСХОДА ПОТОКА ЖИДКОСТИ И ГАЗА, включающий измерение турбинным преобразователем параметра, пропорционального средней скорости потока, измерение плотности потока, по которым определяют величину объемного и массового расхода, отличающийся тем, что дополнительно измеряют динамическое давление потока и разность давлений на турбинке турбинного преобразователя, в качестве параметра измеряют частоту вращения турбины, а величину среднего объемного расхода Q определяют по формуле
Q = S · v,
где S - площадь миделевого сечения турбинного преобразователя,
v - средняя скорость в этом сечении, соответствующая выражению
V = πδ·tgarcCosec, ,
где n - частота импульсов выходного сигнала турбинного преобразователя;
M_f - коэффициент гиперболы статической характеристики турбинного преобразователя;
δ - средний диаметр турбинки турбинного преобразователя;
z - количество лопастей турбинки;
τ_д - динамическое давление потока;
Δ P_z - разность давлений на турбинке турбинного преобразователя.