Измерения влажности в системе измерений количества и показателей качества нефти

3.2 Влагомер нефти «Phase Dynamics»

Влагомер «Phase Dynamics» (рисунок 3.3) измеряет процент воды в потоке нефти.

Рисунок 3.3 - Влагомер нефти «Phase Dynamics»

Техника измерения основана на принципе измерения нагрузки генератора. При протекании жидкости через секцию измерения первичного преобразователя, в зависимости от содержания в ней воды, изменяется частота колебаний сигнала, генерируемого микроволновым модулем генератора. Частота, температура и величина отраженного сигнала через кабель передаются на электронный блок, где производится вычисление содержания воды в нефти, с учетом температуры и содержания в ней хлористых солей. Содержание воды в нефти отражается на жидкокристаллическом дисплее электронного блока, а также может передаваться на другие внешние устройства отображения через аналоговые выходы 0-20 мА,

4-20 мА либо через цифровой канал связи RS-422. Система разработана без движущихся частей и калибрована для самой высокой точности по широкому диапазону давления, скорости потока и температуре.

Система состоит из трех компонентов:

- первичный преобразователь;

- электронный блок;

- соединительный кабель.

Первичный преобразователь состоит из:

- секции измерения;

- температурного датчика;

- микроволнового модуля генератора, установленного в защитном корпусе.

Электронный блок - компьютер, обеспечивающий следующие функции:

- индикация показаний на жидкокристаллическом дисплее;

- оперативное управление настройками с помощью четырех переключателей на передней панели;

- регулирование напряжения входа;

- обеспечение постоянного напряжения для питания модуля генератора;

- передача выходного сигнала на другие внешние устройства.

Основные технические характеристики:

- диапазон измерений объемной доли воды 0-4%;

- пределы допускаемой абсолютной погрешности:

а) при измерениях объемной доли воды 0-2, ±0,05%;

б) при измерениях объемной доли воды 2-4, ±0%;

- пределы содержания объемной доли: солей в жидкости, % не регламентированы;

- диапазон рабочих температур анализируемой жидкости (+5…+70) °С;

- диапазон температуры окружающей среды:

а) электронный блок (0…+45) °С;

б) первичный преобразователь (-40…+48) °С;

- максимальное рабочее давление 10,5 МПа;

- диапазон плотности анализируемой жидкости (500-1050) кг/м³;

- диапазон аналогового выходного сигнала 4-20 мА;

- потребляемая мощность, не более 60 Вт;

- напряжение питающей цепи 220 В;

- наработка на отказ, не менее 30000 часов;

- срок службы, не менее 10 лет;

- диапазон скорости потока 0,3-1 м/с или 2,2-22 м³/ч.

Рекомендуемое направление потока жидкости - снизу вверх, для исключения возникновения газового скопления вблизи модуля генератора, соответственно и рекомендуемое расположение влагомера - вертикальное [7].

3.3 Влагомер нефти поточный УДВН-1n

Влагомер УДВН-1n (рисунок 3.4) состоит из первичного сверхвысоких частотах - преобразователя и электронного блока. Первичный преобразователь выполнен в виде катушки высотой 63 мм и устанавливается между фланцами; исполнение взрывозащищенное, устанавливается в взрывоопасных зонах. Электронный блок с входными искробезопасными цепями предназначен для установки вне взрывоопасных зон.

Принцип действия влагомера основан на поглощении энергии микроволнового излучения водонефтяной эмульсией. Первичный преобразователь устанавливается на вертикальном участке. Направление потока снизу вверх.

Первичный преобразователь состоит из сверхвысокой частоты - переключателя и платы управления и выдает аналоговые сигналы, пропорциональные сверхвысокой частоты - мощности в опорном и измерительном каналах. Величина сигнала в измерительном канале зависит от влагосодержания нефти.

Рисунок 3.4 - Влагомер нефти УДВН-1n

Электронный блок осуществляет подачу искробезопасных питающих напряжений и токов на первичный преобразователь, а также обработку поступающих с преобразователя сигналов в сигнал, пропорциональный влагосодержанию нефти. Значение влажности высвечивается в цифровом виде на жидкокристаллическом индикаторе и преобразуется в выходной токовый сигнал

4-20 мА.

Влагомер работает в автоматическом режиме без обслуживающего персонала и обеспечивает измерение мгновенной влажности нефти, протекающей через измерительную линию. Информация о текущей влажности отображается на трехзначном цифровом табло блока электронного в процентах (по объему воды), а также выводится на разъем электронного блока в виде унифицированного сигнала постоянного тока - 4-20 мА. При влажности более 0,5% объемной доли воды загорается индикаторный светодиод на передней панели блока электронного. При влажности более 0,8% объемной доли воды включается звуковой сигнал. Световой и звуковой сигналы настраиваются на другие значения влажности по требованию заказчика.



3.4 Влагомер нефти ВАД-40

Влагомер ВАД-40 (рисунок 3.5) предназначен для измерений содержания воды нефти. В основу работы прибора заложен принцип измерения сигнала разбаланса емкостного моста, в одном из плеч которого установлен емкостной датчик. Емкость датчика изменяется в зависимости от количества воды в объеме диэлектрика.

В приборе использован микропроцессор, который осуществляет управление усилителем, математическую обработку и хранение в энергонезависимой памяти до восьми калибровочных зависимостей.

Рисунок 3.5 - Влагомер нефти ВАД - 40

Технические характеристики ВАД - 40:

- диапазон измерений содержания объемной доли воды (0 - 3)%;

- пределы допускаемой основной приведенной погрешности прибора (по СО массовой доли воды в нефти и нефтепродуктах, выпускаемых по МИ 2590-2000) ±2.5 %;

- пределы допускаемой дополнительной приведенной погрешности прибора от изменения температуры окружающего воздуха на ± 10 °С, в долях от основной погрешности ± 0,6%.

Условия эксплуатации:

- диапазон температуры окружающего воздуха. (-15… + 30) °С;

- диапазон относительной влажности, не более 80%.

Измеритель является инструментальным обеспечением ГОСТ 14203: «Нефть и нефтепродукты диэлькометрический метод определения влажности». По классификации ГОСТ 14203: измеритель с быстрой подстройкой на сорт нефти и нефтепродукта или «всесортный», класс точности 2.5 (высший), с температурной компенсацией, микропроцессором и программным обеспечением [8].

Объекты определения воды: нефть, светлые нефтепродуктов - бензин, керосин, дизельное топливо, турбинные, трансформаторные, индустриальные масла и пр., мазуты всех марок, гудрон и т.д.

3.5 Сравнительный анализ влагомеров

Все влагомеры нефти, используемые в СИКН, обладают необходимыми техническими характеристиками для контроля за качеством нефти.

Выбор влагомера осуществляется на основании диапазона, погрешности, срока службы, и т.д. В таблице 3.1 приведены основные характеристики рассмотренных влагомеров.

Таблица 3.1 - Характеристики влагомеров

Характеристики	ВТН-1пМ	«Phase Dynamics»	УДВН-1n	ВАД-40
Диапазон измерения влажности, объемная доля, %	0 - 3	0 - 4	0,01 - 2	0,01 - 3
Пределы основной абсолютной погрешности, объемная доля, %	± 0,06	± 0,05	± 0,06	± 0,6
Потребляемая мощность, не более, Вт	40	60	20	40
Диапазон температур окружающей среды, оС	0…+65	-40…+48	+5…+50	-15…+30
Давление, не более, МПа	6,4	10,5	6,4	4
Срок эксплуатации, лет	6	10	6	6
Ориентировочная цена, руб.	364320	870950	604560	308530

В результате проведенного анализа можно сделать вывод, что наиболее оптимальным влагомером для СИКН является «Phase Dynamics». Большой диапазон рабочей температуры, минимальная погрешность и широкий диапазон измерения влажности, а также большое количество часов наработки на отказ и расчетный срок службы.

Помимо них можно также указать взрывозащищенное исполнение электронного блока «Phase Dynamics», что позволяет устанавливать его непосредственно на месте измерения, а также то, что «Phase Dynamics» является менее требовательным к составу измеряемой жидкости.

Наравне с этими преимуществами влагомер «Phase Dynamics» имеет один недостаток, по сравнению другими влагомерами - это более высокая стоимость.



4. Методика поверки поточного влагомера «Phase Dynamics»

Настоящая рекомендация распространяется на влагомеры поточные моделей L, М. F фирмы «Phase Dynamics» (США), состоящие из датчика и электронного блока (далее - влагомеры), предназначенные для непрерывного определения содержания воды в объемных долях в жидких углеводородах и устанавливает методику их первичной и периодической поверок.

Межповерочный интервал: не более одного года.

4.1 Операции поверки

При проведении поверки выполняют операции, указанные в таблице 4.1

Таблица 4.1 - Операции поверки

Наименование операции	Проведение операции при
	первичной поверке	периодической поверке
Внешний осмотр	Да	Да
Опробование	Да	Да
Определение предела
допускаемой абсолютной
погрешности	Да	Да

4.2 Средства поверки

При проведении поверки применяют следующие средства измерений:

- поверочные жидкости:

a) нефть и нефтепродукты по ГОСТ Р 51858;

б) вода дистиллированная по ГОСТ 6709.

- аппарат для количественного определения содержания воды в нефтяных продуктах типа АКОВ по ГОСТ 1594;

- автоматическая система для определения объемной доли воды по Карлу Фишеру методом кулонометрического титрования по ГОСТ 14870 (ASTM D 4928);

- ареометры для нефти АНТ-1 или АН по ГОСТ 18481 с пределом основной допускаемой погрешности 0,5 кг/м³;

- термометры стеклянные ртутные с ценой деления 0,1 °С по ГОСТ 28498;

- цилиндр 1-2000 ГОСТ 1770;

- набор бюреток 1-го класса вместимостью: 1, 2, 5, 10, 25, 50, и 100 мл;

- психрометр аспирационный по ГОСТ 6353;

- барометр БАММ-1 с диапазоном измерений от 80 до 106 кПа, с погрешностью измерений 200 Па;

- стаканы стеклянные по ГОСТ 19908;

- стенд поверочный для влагомеров, обеспечивающий монтаж влагомера и циркуляцию поверочной жидкости через влагомер, в составе:

a) насос с производительностью от 2 до 6 м³/час;

б) система трубопроводов и арматуры;

в) емкость для поверочной жидкости;

г) диспергатор для перемешивания поверочных жидкостей в трубопроводе;

д) индикатор расхода с погрешностью измерений ± 5%;

е) термостат для поддержания заданной температуры поверочной жидкости с пределом допускаемой погрешности ±0,5 °С;

и) термометр стеклянный ртутный с ценой деления 0,1 °С и погрешностью измерений ±0,2 °С по ГОСТ 28498;

к) манометр МТИ класса точности 1,0 по ГОСТ 6521;

- эталонный лабораторный влагомер;

- промывочные жидкости:

a) бензин-растворитель по ГОСТ 5789;

б) спирт этиловый ректификованный технический высшей очистки по ГОСТ 18300;

- средства измерений выбираются в зависимости от выбранного метода поверки. Допускается применять другие средства поверки с характеристиками, не уступающими указанными в настоящей рекомендации.

4.3 Требования безопасности

При проведении поверки выполняют требования:

a) правил безопасности, изложенных в эксплуатационной документации на средства поверки и поверяемый влагомер;

б) «Правил эксплуатации электроустановок потребителем», утвержденных Госэнергонадзором 27.02.83 г.;

в) «Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителем», утвержденных Госэнергонадзором 31.03.92 г.;

г) правил безопасности раздела 3 ГОСТ 2517 в части отбора проб нефти из трубопроводов;

д) правил безопасности по РД-39-0147103-354-89 при работе в аналитической лаборатории.

Легковоспламеняющиеся промывочные жидкости хранят в стеклянных банках Б-1 или склянках С-1 с притертыми пробками вместимостью 5 л (группа фасовки VI) по ГОСТ 3885, которые помещены в закрывающиеся металлические ящики со стенками и дном, выложенными негорючими материалами.

4.4 Условия поверки

При проведении поверки соблюдают следующие условия:

- температура окружающего воздуха (20 ± 5) °С;

- атмосферное давление (101,3 ± 4) кПа;

- относительная влажность от 30 до 80%;

- температура жидкости при определении основной погрешности (20 ± 5) °С;

- изменение температуры жидкости в процессе измерения влагосодержания ±0,5 °С;

- питание переменным током напряжения 220(380) В;

- частота (50 ± 0,5) Гц.

4.5 Подготовка к поверке

Перед проведением поверки выполняют следующие операции:

-промывку, сушку влагомера, установку влагомера в стенд и подключение к электронному блоку с учетом требований эксплуатационной документации на влагомер;

-подготовку средств поверки и влагомера к работе в соответствии с эксплуатационными документами на них;

-приготовление поверочных жидкостей выполняют в соответствии с методикой.

4.6 Проведение поверки

4.6.1 Внешний осмотр

При внешнем осмотре устанавливают соответствие поверяемого влагомера следующим требованиям:

- на влагомере должны отсутствовать повреждения и дефекты покрытий, ухудшающие его внешний вид и препятствующие его применению для измерений;

- надписи и обозначения на влагомере должны быть четкими и соответствовать требованиям эксплуатационного документа.



4.6.2 Опробование

При опробовании проверяют исправность работы влагомера в соответствии с инструкцией по эксплуатации.

4.6.3 Определение метрологических характеристик

Влагомер поверяют в лабораторных условиях на поверочном стенде. Основную абсолютную погрешность влагомера определяют не менее чем в пяти точках диапазона, включая начальную точку. Рекомендуемые точки: 20, 40, 60, 80 и 100% диапазона измерения влагомера. Допускается проводить поверку влагомера при большем количестве поверяемых точек диапазона измерений. Допускается производить поверку влагомера в рабочем диапазоне измерений с места эксплуатации, который может отличаться от диапазона измерений влагомера, но количество точек поверяемого диапазона не должно быть меньше пяти.

Методика приготовления поверочных жидкостей.

Приготовление поверочных жидкостей с заданным содержанием воды. В качестве поверочных жидкостей применяют эмульсии, приготовленные на основе нефти (нефтепродуктов) по ГОСТ Р (51)558 -2002, дистиллированной воды по ГОСТ 6709. Допускается применять нефть и воду с места эксплуатации влагомера.

Объём воды V_в, необходимый для приготовления поверочной жидкости заданной концентрации, рассчитывают по формуле:

(4.1)

где X_со - объемная доля воды в поверочной жидкости, %;

V_общ, - общий объем поверочной жидкости, л.

Перед приготовлением поверочных жидкостей нефть (нефтепродукты) проверяют на содержание воды в соответствии с выбранными средствами поверки (пункт 2 настоящей рекомендации). Полученное значение влагосодержания в исходной нефти учитывается при расчете объема воды V_в, который надо добавить в поверочную жидкость. Необходимое количество воды в мл, дозируют с помощью пипеточного дозатора в емкость с отмеренным мерным цилиндром количеством исходной нефти (нефтепродукта) таким образом, чтобы общий объем поверочной жидкости за время измерений не менялся. Погрешность приготовления поверочной жидкости должна обеспечиваться выбранными средствами поверки. В противном случае необходимо использовать эталонные лабораторные влагомеры.

Приготовление поверочных жидкостей методом добавления. Допускается проводить поверку при переменном объеме поверочных жидкостей. Методом добавления, а в случае больших значений содержания воды методом замещения. В этом случае поверочный стенд с известным объемом V_в заполняют осушенной нефтью (нефтепродуктом) с известным начальным содержанием воды Х_о (определяется по паспорту либо эталонным прибором).

Рассчитывают объемное содержание воды для требуемой точки X_i в поверяемом диапазоне, %, по формуле:

(4.2)

где V_i - объем добавляемой воды для соответствующей точки поверки i = 1,2.., мл;

V_н - общий объем поверочной жидкости, включая внутренний объем трубопроводов поверочного стенда, мл;

Х_о - начальное объемное содержание воды в нефти (нефтепродуктах), %.

После добавления (замещения) рассчитанной порции воды в поверочную жидкость необходимо выдержать время для образования однородной эмульсии и стабилизации показаний влагомера согласно инструкции по эксплуатации на поверочный стенд (рисунок 4.1).

1 - термостат; 2 - емкость для поверочной жидкости; 3 - насос; 4 - индикатор расхода; 5 - диспергатор; 6 - поверяемый влагомер; 7 - манометр; 8 - термометр

Рисунок 4.1 - Схема поверочного стенда

Заполняют емкость для поверочной жидкости и трубопроводную систему поверочной жидкостью с наименьшим значением объемной доли воды. Устанавливают в термостате требуемую температуру жидкости. В процессе заполнения влагомера и емкости поверочной жидкостью исключают образование в ней пузырьков воздуха, появившиеся пузырьки воздуха удаляют. Включают циркуляционный насос и прокачивают поверочную жидкость через влагомер в течение времени, рекомендованного инструкцией на поверочный стенд. Снимают установившиеся показания влагомера.

Повторяют указанные выше операции на других жидкостях со значениями объемной доли воды в поверяемом диапазоне.

Через дренажное устройство сливают поверочную жидкость из емкости для поверочной жидкости. Жидкость, оставшуюся в трубопроводной системе, выливают из емкости для поверочной жидкости включением циркуляционного насоса попеременно в прямом и обратном направлении. Промывают систему керосином.

Контроль метрологических характеристик влагомеров допускается проводить в реальных условиях эксплуатации. Контроль характеристик производится в одной точке при рабочем значении влагосодержания.

При контроле метрологических характеристик в условиях эксплуатации отбирают пробу нефти из трубопровода в месте установки влагомера. Проводят измерения влагосодержания в отобранной пробе в соответствии со средствами измерений. Одновременно с измерениями содержания воды производят измерения плотности нефти поточным плотномером или в испытательной лаборатории по ГОСТ 3900 или ГОСТ Р 51069.

Предел допускаемой абсолютной погрешности при контроле метрологических характеристик влагомера не должен превышать значения допускаемой абсолютной погрешности, приведенной в таблице 4.2.

4.7 Обработка результатов поверки

Предел допускаемой абсолютной погрешности влагомера вычисляют по формуле:

, (4.3)

где Х_со - значение объемной доли воды в поверочной жидкости, %;

Х_изм - значение объемной доли воды, измеренное влагомером, %.

Погрешности влагомеров L, M и F типов от измеряемого объема воды приведены в таблице 4.2.



Таблица 4.2 - Погрешности влагомеров L, M и F типов

Тип влагомера, диапазон измерений,%	Измеряемая объемная доля воды, %	Допускаемая абсолютная погрешность, %
L, 0-20	0-2 2-4 4-10 10-20	0,05 0,10 0,15 0,20
М, 0-60	0-30 30-60	0,70 1,0
F, 0- 100	0-75 75-100	0,75 1,5

4.8 Корректировка нуля влагомера

При отклонении плотности нефти от значения плотности нефти, на которой была произведена калибровка влагомера, производят подстройку нуля влагомера введением «калибровочного фактора» CF (Cal Factor). Калибровочный фактор приблизительно равен:

, (4.4)

где D - плотность нефти, кг/м³;

D_гр - плотность жидкости, с помощью которой производилась калибровка влагомера.

Если плотность нефти, в которой определяется влагосодержание, меньше плотности калибровочной жидкости, то в соответствии с (4.4) калибровочный фактор будет положительным:

Исправленное значение результатов измерений объемной доли воды равно:

W_D=W+?W, (4.5)



где W - результат измерения объемной доли воды влагомером, %;

W_D - исправленный результат измерения объемной доли воды влагомером;

?W - поправка на изменение плотности нефти при измерениях объемной доли воды влагомером (CF).

4.9 Оформление результатов поверки

Результаты измерений при поверке (контроле) вносят в протокол.

На влагомеры, признанные при поверке годными, выдают свидетельство о поверке в соответствии с ПР 50.2.006 и наносят оттиск поверительного клейма в соответствии с ПР 50.2.007.

При отрицательных результатах поверки влагомеры к выпуску и применению не допускают, поверительное клеймо гасят и выдают извещение о непригодности с указанием причин в соответствии с ПР 50.2.006 [9].

4.10 Алгоритм поверки

На рисунке 4.2 изображена блок-схема поверки поточного влагомера «Phase Dynamics»

Рисунок 4.2 - Блок-схема поверки влагомера

Продолжение рисунка 4.2



4.11 Результаты расчёта метрологических характеристик влагомера типа «Phase Dynamics»

Расчет произведен с использованием программы Microsoft Excel.

Результаты измерений и вычислений приведены в таблице 4.3.

Таблица 4.3 - Результаты измерений и вычислений

Поверяемые точки	Измеренное значение	Абсолютная погрешность	Допускаемая абсолютная погрешность
1	1,014	0,014	0,05
3	3,036	0,036	0,1
3,5	3,592	0,092	0,1
4	4,047	0,047	0,15
5	5,114	0,114	0,15
9	9,142	0,142	0,15
10	10,126	0,126	0,2
15	15,183	0,183	0,2
20	20,156	0,156	0,2

Рисунок 4.3 - График абсолютных погрешностей

Наибольшая погрешность - 0,183%;

Среднее значение абсолютной погрешности - 0,101%;

Корректировка нуля влагомера (при D=855 кг/м³ , D_гр = 865 кг/м³) -

CF = (2847/855 - 865?0,0038) ? 7,949 ? (3,33 - 3,29) ? 7,949= +0,32%.

По результатам поверки, прибор годен к эксплуатации. Произведена корректировка нуля +0,32 %.



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Важность проблемы надежности определяется тенденциями в развитии современных промышленных производств. В современном мире большая часть задач управления передается АСУТП, которые выполняют не только такие традиционные для промышленной автоматики функции, как измерение и централизованный контроль технологических параметров, автоматическое регулирование, защиту от аварий и т.п., но и вычисление технико-экономических показателей работы производств, оптимальное управление технологическим режимом, пуск и останов агрегатов и т.д. В то же время некоторые из задач управления по различным причинам (недостаточная надежность технических средств, сложность алгоритмизации и др.) остаются за персоналом.

В результате проведенного анализа был выбран влагомер «Phase Dynamics». Большой диапазон рабочей температуры, минимальная погрешность и широкий диапазон измерения влажности, а также большое количество часов наработки на отказ и расчетный срок службы.

В данной бакалаврской работе изложена методика и алгоритм поверки поточного влагомера. Произведен расчет метрологических характеристик «Phase Dynamics». В результате поверки установлена пригодность поверяемого средства измерения к дальнейшей эксплуатации.

Практическая значимость результатов работы состоит в проведении сравнительного анализа технических характеристик поточных влагомеров и расчет результатов поверки.



СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1 Ханов, Н.И.// Измерение количества и качества нефти и нефтепродуктов при сборе, транспортировке, переработке и коммерческом учёте.// Н.И. Ханов, А. Ш. Фатхутдинов, М.А. Слепян, Е.А. Золотухин, Т.А. Фатхутдинов,

Г.Ю. Коловертнов - СПб. Изд-во СПб УЭФ, 2000. - 270 с.

2 Кремлевский, П.П. Расходомеры и счетчики количества. //П.П. Кремлёвский. - 3-е изд. Перераб. И доп. - Л.: Машиностроение, 2005.- 776 с.

3 Датчики давления // Дельта инженеринг [Электронный ресурс]. - http://www.indelta.ru.

4 Термопреобразователи // Автоматизация и приводы [Электронный ресурс].- http://www.aqad.ru.

5 Инструкция по эксплуатации плотномера модели 7830. ISW The Japan Steel Works, LTD, 2006.

6 Инструкция по эксплуатации автоматического вискозиметра с падающим шариком. ISW The Japan Steel Works, LTD, 2006.

7. Влагомер товарной нефти Phase Dynamics. Руководство по эксплуатации. - Москва, 2003.

8 Влагомеры // Лабтех [Электронный ресурс].- http://www.labtex-oil.ru.

9 ГОСТ Р 8.661-2009.Государственная система обеспечения единства измерений. Влагомеры. Методика поверки // Каталог документов NormaCS [Электронный ресурс]. - http://www.normacs.ru.

Размещено на Allbest.ru

...