СПОСОБ ИЗМЕРЕНИЯ МАССОВОГО РАСХОДА НЕФТЕПРОДУКТОВ В ТРУБОПРОВОДЕ Российский патент 2019 года по МПК G01F1/66 

Изобретение относится к измерительной технике, в частности, для измерения массового расхода перекачиваемых по трубопроводам жидких нефтепродуктов в потоке в широком диапазоне величин расхода, а также для определения типа измеряемого нефтепродукта.

Известны расходомеры, приборы, использующие эффект Кориолиса для измерения массового расхода жидкостей, газов. Принцип действия основан на изменениях фаз механических колебаний U-образных трубок, по которым движется измеряемая среда. Сдвиг фаз пропорционален величине массового расхода. Достоинством данного метода является измерение массового расхода без необходимости проводить дополнительные измерения плотности и скорости. Недостаток - необходимость использовать специальный участок трубы сложной формы и зависимость от внешних вибраций.

Известны расходомеры, основанные на разнице давлений в жидкости в зависимости от скорости ее протекания, например, патент RU 2222785.

Недостатком такого решения является необходимость установки датчиков давления непосредственно в трубопроводе и априорно знание типа перекачиваемой жидкости.

Известны устройства, взвешивающие часть трубы известного объема, и таким образом измеряющие плотность материала в трубе, например, «Способ измерения весового расхода газожидкостной смеси и устройство для его осуществления» - патент №2279641 (10.07.2006)), а также расходомер, измеряющий скорость движения материала в патенте №2367912 (12.05.2008). «Способ определения объемного расхода контролируемой среды в трубопроводе». Зная массу материала в трубе известного объема однозначно определяют плотность, а зная скорость движения материала и сечение трубы однозначно определяется массовый расход этого материала за единицу времени. Достоинством данного способа является измерение плотности и скорости, по которым вычисляется массовый расход. Недостатки - сложность установки, необходимость дорогостоящего обслуживания элементов трубы: шарнирного соединения, системы подвеса, самой трубы в процессе износа и коррозии, зависимость от вибраций трубы, на которой проводятся измерения.

Наиболее близким способом того же назначения к заявленному изобретению по совокупности признаков является «Способ измерения массового расхода жидкого материала в трубопроводе» патент Японии JP 58-206926, G01F 1/80, 1983 г., реализация которого осуществляется установкой на прямую трубку пьезоэлемента, деформируемого путем приложения к нему переменного напряжения, выходных пьезоэлементов и блока определения разности фаз выходных сигналов.

Недостатком способа, принятого за прототип, является необходимость замены части трубопровода для перекачки измеряемых нефтепродуктов специальной трубкой известной жесткости, на которой снаружи закреплены три пьезоэлемента, один из которых является возбудителем вибраций всей трубки вместе с ее содержимым, а два других - приемниками выходных сигналов. Реализация способа требует врезки измерительной трубки с датчиками в трубопровод, что нарушает целостность трубопровода и в известной степени ухудшает метрологические характеристики способа так как отдельно определяется точность и стабильность результата измерения скорости, механические параметры трубки, защита от внешних вибраций и т.д.

Техническим результатом предлагаемого способа является обеспечение измерения массового расхода нефтепродуктов без нарушения целостности корпуса трубопровода, повышение точности измерений, увеличение частоты измерений для более точного измерения массового расхода в условиях переходных процессов, определения типа и плотности перекачиваемого нефтепродукта.

Технический результат достигается использованием для измерений массового расхода углеводородов акустических сигналов возбуждаемых пьезоэлементами не требующих прямого контакта с измеряемой средой, которые устанавливают на внешней поверхности корпуса трубопровода, и обеспечивающими количественное увеличение частоты измерений, что необходимо для более точного измерения массового расхода в переходных процессах.

Контроль качества продукции на предприятиях нефтепереработки и нефтепродуктообеспечения должен быть достаточно точным для ведения технологических процессов и в то же время оперативным и экономичным, чтобы не удорожать продукцию.

Плотность принято считать обобщенным универсальным показателем качества нефти и нефтепродуктов; ее измерение входит обязательным элементом в большинство технологических процессов обработки и транспортировки нефтепродуктов [1].

Плотность разных типов нефтепродуктов значительно (0,7…0,97 г/см³) отличается друг от друга [2,5]. Отличается она и у разных типов бензинов внутри одной группы (0,71-0,76 г/см³).

Методы измерения плотности разделяются на прямые и косвенные [2, 3]. К прямым следует отнести методы, основанные на механике жидкости, косвенные -основанные на зависимости между плотностью и различными физическими свойствами жидкости.

Наиболее универсальны по диапазонам измерения, точности и удобству эксплуатации - ультразвуковые методы измерения плотности, а наиболее точные из них при использовании накладных датчиков для измерения плотности через стенку трубы - скоростные методы измерения, то есть методы, основанные на измерении скорости звука в среде.

Скорость распространения ультразвука в нефтепродуктах может быть рассчитана на основании их физико-химического строения [4]:

1. Увеличение плотности вызывает увеличение скорости звука;

2. Увеличение молекулярного веса обуславливает уменьшение скорости звука;

3. Увеличение молекулярного объема ведет к увеличению скорости звука;

4. Из двух нефтепродуктов с близкими молекулярными весами скорость звука больше в более плотном;

5. В очень вязких нефтепродуктах скорость звука больше, чем в менее вязких;

6. При изменении химического строения углеводородной смеси нефтепродукта первичным является изменение сжимаемости. Так как сжимаемость β зависит от молекулярных сил притяжения или отталкивания, являющихся в основном электрическими силами, то β будет тем меньше, чем больше силы сцепления, то есть чем меньше расстояния между отдельными молекулами;

7. Увеличение отношения удельных теплоемкостей - приводит к увеличению скорости звука;

8. Увеличение числа групп ОН в молекулах вызывает уменьшение скорости звука.

Скорость звука в различных органических жидкостях с учетом ряда факторов, характеризующих взаимодействие молекул, может быть определена по выражению [5]:

где М - молекулярная масса, ρ - плотность жидкости, b - постоянная Ван-дер-Ваальса.

Учитывая, что плотность ρ определяется молекулярным весом М и молярным объемом V можно представить формулу для скорости звука в виде:

где b - учетверенное значение объема, занимаемого молекулами в одном моле; - отношение удельных емкостей.

Молекулярная масса нефти и нефтепродуктов как смеси дает понятие об относительной молекулярной массе «средней» молекулы из числа молекул, входящих в состав смеси, так как «молекулы нефтепродукта» не существует. Для определения молекулярной массы нефтепродуктов используют ряд эмпирических формул, например, формулу Воинова [4] для нефтяных фракций парафинового основания:

где t_ср - средняя температура кипения нефтепродукта.

Формула Воинова для моторных топлив (бензинов, керосинов и т.п.), учитывающая характеристический фактор K:

Формула Крега [4] для нефтяных фракций:

где ρ - плотность нефтепродукта при 15°С.

Таким образом, оказывается возможным измерить плотность нефтепродукта через прямое измерение скорости звука, используя акустические сигналы.

Скорость потока в трубе можно измерять теми же акустическими датчиками, что и плотность, если расположить их так, чтобы распространение сигнала происходило по направлению движения потока и против него. Угол ввода сигнала в среду определяется параметрами материала трубы и измеряемой жидкости, и чем меньше угол между направлением движения жидкости и направлением распространения сигнала тем лучше. Но при распространении сигнала от электроакустического излучателя через стенку трубы в измеряемую жидкость могут возникать зоны полного внутреннего отражения, при которых распространение сигнала между средами становится невозможным. Поэтому для стальной трубы и нефтепродуктов направление излучаемого акустического сигнала выбрано под углом равным 22…25 градусов от нормали к стенке трубы, так как при больших углах амплитуда излучаемого в жидкость сигнала сильно падает.

Сигнал с датчика в направлении движения потока распространяется быстрее, чем с датчика посылающего сигнал в обратном направлении, так как скорости распространения сигнала и движения среды в одном случае суммируются, а в другом - вычитаются. При движении потока под углом к направлению распространения сигнала суммируется скорость распространения сигнала и проекция скорости движения потока на направление распространения сигнала. В результате, получив два измерения двумя датчиками в двух направлениях, становится возможным измерить отдельно скорость звука в неподвижной среде и скорость движения среды (два независимых линейных уравнения и два неизвестных).

Предлагаемый способ реализован, с учетом изложенного, с использованием структуры масс-расходомера, представленной на фиг. 1.

Масс-расходомер состоит из генератора зондирующих импульсов (1), двух электроакустических преобразователей (2) и (3), установленных на внешней стенке трубы (4) с нефтепродуктами (5), усилителя-ограничителя (6), аналогово-цифрового преобразователя (7), фазового детектора, датчика температуры и блока цифровой обработки сигналов (8).

Блок цифровой обработки сигнала 8 обеспечивает полосовую фильтрацию, преобразование Гильберта, обнаружение сигнала, вычисление времени распространения сигнала от излучающего преобразователя к приемному, вычисление скорости звука при известном расстоянии между преобразователями 2 и 3.

Реализация способа с использованием масс-расходомера осуществляется следующим образом.

Генератор сигнала 1 формирует сигнал (пакет из нескольких импульсов, короткая тональная посылка или сложный сигнал), который подают на входы электроакустических преобразователей - пьезокерамических датчиков 2 и 3, установленных на наружной стенке трубопровода 4. Каждый датчик преобразует электрические импульсы в акустические и излучает их через стенку трубы в поток нефтепродуктов 5 направленно друг к другу и принимает сигнал с другой стороны трубы. Датчики располагают на наружной стенке в продольной плоскости трубопровода так, чтобы скорость потока нефтепродуктов существенно влияла на время распространения сигнала между датчиками, то есть со смещением относительно диаметральной плоскости по направлению потока. Принятые сигналы каждый датчик 2 и 3 преобразует акустический сигнал в электрический, который поступает затем последовательно на блоки усиления 6, фильтрации, аналогово-цифрового преобразователя 7 и цифровой обработки сигнала 8. На выходе блока цифровой обработки осуществляется одновременное формирование по эталонной зависимости [5] значения величины плотности, типа материала, скорости потока и массового расхода продукта. Первичное измерение - время распространения сигнала между датчиками. Наиболее точный результат позволяет получить фазовый метод измерения [6].

Как уже было сказано, по времени распространения сигнала между электроакустическими преобразователями вычисляется скорость звука в направлении движения потока

где r - расстояние между датчиками, Δt₁ - время распространения сигнала, с - скорость звука в нефтепродукте, V - скорость потока, а - угол проекции скорости потока на направление движения сигнала. Против движения потока

и средняя скорость звука (для относительно небольших скоростей до 20…30 м/с)

По средней скорости звука определяют тип материала и его плотность, по разнице скоростей звука в направлении потока и против потока определяют скорость движения самого потока. Интегрированием по времени произведения скорости, плотности и площади поперечного сечения трубы однозначно определяют массу перекачанного материала

Где ρ(t) - текущая плотность в момент времени t, V(t) - текущая скорость в момент времени t, S - площадь поперечного сечения.

Таким образом, предлагаемое устройство реализует проведение измерения через стенку трубы плотности нефтепродукта, идентификацию его типа (из списка заданных), скорость движения смеси и массовый расход, обеспечивая высокую чувствительность, а, следовательно, и точность измерения, а также широкий диапазон измеряемых плотностей и скоростей.

Использование данного изобретения повышает эффективность нефтедобывающих, нефтеперерабатывающих и эксплуатирующих организаций благодаря использованию надежного, точного и при этом недорогого способа измерения массового расхода нефтепродуктов без нарушения корпуса транспортирующего трубопровода, и как следствие обеспечивает снижение стоимости оборудования для проведения данных измерений.

Литература:

1. Когогин А.А. Учет нефти и нефтепродуктов. Метрологическое обеспечение / А.А. Когогин, И.И. Фишман, А.Г. Сладовский // Контроль качества продукции. - 2010. - №1. - С 28-31

2. Рыбак Б.М. Анализ нефти и нефтепродуктов / Б.М. Рыбак. - 5-е изд., доп. И пераб. - М.:Гостоптехиздат, 1962. - 888 с.

3. Беляков В.Л. Автоматический контроль параметров нефтяных эмульсий: справочное пособие. - М.: Недра, 1992. - 202 с.

4. Шаевич А.Б. Стандартные образцы для аналитических целей / А.Б. Шаевич. - М.: Химия, 1987. - 183 с.

5. Р 50.2.076-2010. Государственная система обеспечения единства измерений. Плотность нефти и нефтепродуктов. Метода расчета. Программа и таблицы приведения.

6. Баженов В.Г. Применение методов фазометрии для прецезионного измерения расстояний / В.Г. Баженов, Е.К. Батуревич, С.М. Маевский, Ю.В. Куц // К.: Вища школа, изд-во при Киев ун-те, 1983. - 84 с.

Изобретение относится к измерительной технике, в частности, для измерения массового расхода перекачиваемых по трубопроводам жидких нефтепродуктов в потоке в широком диапазоне величин расхода, а также для определения типа измеряемого нефтепродукта. Техническим результатом предлагаемого способа является обеспечение измерения массового расхода нефтепродуктов без нарушения целостности корпуса трубопровода, повышение точности измерений, увеличение частоты измерений для более точного измерения массового расхода в условиях переходных процессов, определения типа и плотности перекачиваемого нефтепродукта. Технический результат достигается использованием для измерений массового расхода нефтепродуктов акустических сигналов, возбуждаемых пьезоэлементами в направлении потока и обратно, не требующих прямого контакта с измеряемой средой, установленными со смещением в диаметральной плоскости на внешней поверхности корпуса трубопровода и обеспечивающими увеличение частоты измерений для повышения точности измерения массового расхода в переходных процессах, а также определение типа материала и его плотности по эталонной зависимости. Использование данного изобретения повышает эффективность нефтеперерабатывающих и нефтеналивных работ благодаря эффективности работы способа, упрощает установку реализующего его оборудования, увеличивает срок эксплуатации оборудования. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

1. Способ измерения массового расхода нефтепродуктов в трубопроводе, характеризующийся установкой 2-х приемо-передающих электроакустических преобразователей со смещением относительно поперечного сечения на корпусе трубопровода, формированием сигнала генератором, одновременной посылкой сигнала направленно друг к другу электроакустическими преобразователями через стенку трубопровода, при этом первым из них в направлении движения потока среды, вторым - в направлении противотока, прошедшие через измеряемую среду сигналы с каждого преобразователя поступают на входы блока предварительной обработки сигнала, затем производят их аналогово-цифровое преобразование, полосовую фильтрацию и, используя фазовый метод, определяют время прохождения сигналов в обе стороны, вычисляют скорости звука в двух направлениях, по среднеарифметическому измеренных скоростей звука и по эталонной зависимости скорости звука от плотности вычисляют плотность компонентов среды, массовый расход которой определяют по формуле

,

где ρ(t) - плотность среды в момент времени t,

S - сечение трубопровода,

V(t) - скорость движения потока в момент времени t.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что электроакустические преобразователи устанавливают со смещением в продольной плоскости на корпусе трубопровода под углом 22-26° относительно друг друга.