Способ определения массы сжиженного углеводородного газа в резервуаре

Изобретение относится к области измерительной техники и может быть использовано для определения массы сжиженного углеводородного газа, содержащегося в резервуаре. Предлагается способ определения массы сжиженного углеводородного газа в резервуаре, при котором измеряют электрическую емкость радиочастотного датчика, располагаемого в резервуаре с сжиженным углеводородным газом. Одновременно измеряют температуру в резервуаре с сжиженным углеводородным газом в нескольких областях в полости резервуара по вертикали с применением соответствующих датчиков температуры. Выполняют совместные функциональные преобразования указанных электрической емкости и температуры. При этом производят усреднение значений температуры жидкой и газовой фаз путем обработки информации от всех датчиков температуры, находящихся соответственно в жидкой и газовой фазах. О массе сжиженного углеводородного газа судят по результатам совместного функционального преобразования указанных электрической емкости и усредненных значений температуры жидкости и газа. Технический результат - повышение точности определения массы сжиженного углеводородного газа, содержащегося в резервуаре. 3 ил.

 

Изобретение относится к области измерительной техники и может быть использовано для высокоточного определения массы сжиженного углеводородного газа (СУГ), содержащегося в резервуаре.

Известны способы определения физических, в том числе количественных (уровня, объема, массы) параметров вещества в резервуаре, основанные на электрических - емкостных, радиоволновых - принципах построения измерительных приборов (монографии: 1) Бобровников Г.Н., Катков А.Г. Методы измерения уровня. М.: Машиностроение. 1977. С.115-141; 2) Викторов В.А., Лункин Б.В., Совлуков А.С. Радиоволновые измерения параметров технологических процессов. М.: Наука. 1989. С.84-117). Так, в частности, измерение электрической емкости, используя емкостные методы измерения, или резонансной частоты электромагнитных колебаний ВЧ- или СВЧ-резонатора, частично заполняемых контролируемыми веществами, позволяет определить уровень контролируемой жидкости. Такие способы применимы в тех случаях, когда электрофизические параметры жидкости и газовой среды над ней неизменны. При решении задачи измерения количества (массы) сжиженного газа такие методы характеризуются большой методической погрешностью измерения вследствие непостоянства соотношения жидкой и газовой фаз, возможности его произвольного и неконтролируемого изменения из-за изменения температуры и других факторов.

Известен также емкостный способ измерения количества (уровня) сжиженного углеводородного газа (статья: Атаянц Б.А., Пещенко А.Н., Северин И.Д. "Контроль уровня сжиженных углеводородных газов с помощью емкостных приборов". Газовая промышленность. 1997. №6. С.25-28). Согласно этому способу в резервуаре со сжиженным газом располагают вертикально емкостный датчик в виде цилиндрического конденсатора (две трубы с кольцевым зазором) и измеряют электрическую емкость этого конденсатора, частично заполняемого контролируемым веществом. При этом степень заполнения резервуара сжиженным газом соответствует степени погружения в него датчика.

Данный способ, однако, имеет ряд существенных недостатков. Для определения массы сжиженного газа, являющейся наиболее объективным параметром содержания данного двухфазного вещества в резервуаре, требуется производить дополнительно измерения плотности специальным датчиком плотности. Поскольку в резервуаре имеет место неконтролируемый переход газа (это зависит от его температуры, состава) из жидкой фазы в газообразную и наоборот, то показания такого датчика плотности являются неточными; применение двух датчиков плотности отдельно для жидкой и газовой фаз СУГ существенно усложняет процесс измерения и конструкции измерительных устройств, реализующих данный способ. Поскольку плотность паров СУГ зависит от температуры, давления и состава (в частности, соотношения пропана и бутана), то при измерении массы паровая фаза может вносить дополнительную методическую погрешность (3-7%). К этому может добавиться также погрешность, возникающая вследствие изменения давления при перекачке газа. Таким образом, для высокоточного измерения массы СУГ необходимо иметь канал измерения газа (пара) и коррекции погрешностей из-за изменения плотности пара. Далее отметим, что в сжиженных газах имеет место кипение, вследствие чего пропадает "зеркало жидкости". Поэтому различные известные способы измерения (радиоволновые, ультразвуковые, емкостные), позволяющие определять лишь уровень или границу раздела сред, не могут обеспечить высокую точность измерения, устойчивую и надежную работу измерительных приборов для определения реального значения количества (массы) сжиженного газа. К тому же при имеющем место кипении сжиженного газа изменяются как уровень, так и плотность газа. Интенсивное кипение (увеличение уровня на 5-10%) происходит к конце процесса перекачки сжиженного газа, при уравнивании давления паровой фазы и при сбросе давления по любой причине; оно длится несколько минут. Более слабое кипение (увеличение уровня на 1-3%) наблюдается после интенсивного кипения как затухающий процесс, а также при отборе пара компрессором, при смешивании сжиженных газов разного состава или с разной температурой и может длиться в этом случае несколько часов.

Известен также способ (RU 2262667), заключающийся в измерении уровня жидкости в резервуаре по величине электрической емкости двух радиочастотных датчиков в основном и уменьшенном или увеличенным снизу диапазонах изменения уровня, измерении плотности газовой фазы по величине электрической емкости третьего радиочастотного датчика и в выполнении функциональных преобразований электрических емкостей трех радиочастотных датчиков. Этот способ достаточно труден в реализации и характеризуется сложностью процесса измерения. Он требует наличия трех радиочастотных датчиков, размещаемых в резервуаре с контролируемым веществом.

Известно также техническое решение (Терешин В.И., Совлуков А.С., Летуновский А.А. "Особенности учета СУГ в резервуарном парке", журнал "Газ России", 2007, №2, с.66-71), которое содержит описание способа, по технической сущности наиболее близкого к предлагаемому способу и принятого в качестве прототипа. Этот способ-прототип заключается в измерении электрической емкости радиочастотного датчика, располагаемого в резервуаре с сжиженным углеводородным газом, одновременном измерении температуры в резервуаре с сжиженным углеводородным газом в нескольких областях в полости резервуара по вертикали с применением соответствующих датчиков температуры и выполнении совместных функциональных преобразований указанных электрической емкости и температуры, по результатам которых судят о массе сжиженного углеводородного газа. Этот способ-прототип характеризуется недостаточно высокой точностью измерения при наличии в резервуаре градиента температуры по высоте резервуара, имеющего место в реальных условиях.

Техническим результатом настоящего изобретения является повышение точности измерения.

Технический результат в предлагаемом способе определения массы сжиженного углеводородного газа в резервуаре, при котором измеряют электрическую емкость радиочастотного датчика, располагаемого в резервуаре с сжиженным углеводородным газом, одновременно измеряют температуру в резервуаре с сжиженным углеводородным газом в нескольких областях в полости резервуара по вертикали с применением соответствующих датчиков температуры, выполняют совместное функциональное преобразование указанных электрической емкости и температуры, достигается тем, что производят усреднение значений температуры жидкой и газовой фаз путем обработки информации от всех датчиков температуры, находящихся соответственно в жидкой и газовой фазах, при этом датчики температуры, находящиеся ниже границы раздела жидкости и газа, используют для вычисления усредненного значения температуры жидкости, датчики температуры, находящиеся выше границы раздела жидкости и газа, - для вычисления усредненного значения температуры газа, показания датчиков температуры, находящихся вблизи границы раздела жидкости и газа, исключают, а о массе сжиженного углеводородного газа судят по результатам совместного функционального преобразования указанных электрической емкости и усредненных значений температуры жидкости и газа.

Предлагаемый способ иллюстрируется чертежами на фиг. 1, фиг. 2, фиг. 3.

На фиг. 1 - функциональная схема устройства для реализации данного способа с применением радиочастотного датчика и нескольких датчиков температуры в цилиндрическом резервуаре с СУГ, расположенном вертикально, в нескольких областях по вертикали.

На фиг. 2 показана функциональная схема устройства для реализации данного способа с применением радиочастотного датчика и нескольких датчиков температуры в цилиндрическом резервуаре с СУГ, расположенном горизонтально.

На фиг. 3 показана функциональная схема, показывающая получение информации при реализации данного способа с применением радиочастотного датчика и нескольких датчиков температуры

На фигурах показаны резервуар 1, жидкость (жидкая фаза СУГ) 2, газ (газовая фаза СУГ) 3, радиочастотный датчик 4, датчики температуры 5₁, 5₂, 5₃, 5₄, 5₅, 5₆, электронный блок 6, регистратор 7.

Устройство для реализации способа содержит радиочастотный датчик 4 - коаксиальный резонатор (цилиндрический конденсатор), заполняемый контролируемым веществом (СУГ), шесть датчиков температуры 5₁, 5₂, 5₃, 5₄, 5₅, 5₆, равномерно расположенных по длине датчика, электронный блок 6 и регистратор 7. Каждый из этих датчиков температуры подсоединен к блоку 6 с помощью соответствующей линии связи (на фиг. 1 и фиг. 2 они показаны условно в виде одной линии).

Способ реализуется следующим образом.

Согласно данному способу производят измерения какого-либо информативного параметра применяемого радиочастотного датчика (отрезка длинной линии, конденсатора). Так, при реализации данного способа с применением датчиков в виде конденсатора (электрической емкости) в качестве измеряемого информативного параметра каждого датчика может быть резонансная частота электромагнитных колебаний f_p колебательного контура (резонатора), содержащего такой датчик в качестве частотозадающего элемента. При реализации же этого способа с применением отрезков длинной линии также в качестве информативного параметра может быть использована резонансная частота электромагнитных колебаний f_p этого отрезка линии, являющегося резонатором с колебаниями ТЕМ-типа. Кроме этого, возможно измерение и иных информативных параметров, в частности в отрезке длинной линии - измерение фазового сдвига Δφ зондирующей и отраженной от конца отрезка линии электромагнитных волн фиксированной частоты и др.

Не ограничивая общности, для упрощения рассмотрения сущности предлагаемого способа будем проводить далее его описание применительно к его реализации с применением датчиков в виде электрической емкости (конденсатора). В этом случае возможно представление таких датчиков в виде эквивалентных электрических емкостей. Получаемые выводы полностью распространяются и на случаи реализации данного способа на основе отрезков длинной линии. В последнем случае информативные параметры применяемых здесь радиоволновых датчиков (резонансная частота f_p, фазовый сдвиг Δφ и др.) в зависимости от определяемых физических параметров описываются более сложными выражениями, что, однако, не меняет получаемых выводов.

Зная геометрию резервуара 1, содержащего СУГ, можно найти объем, занимаемый жидкой фазой 2 и газовой фазой 3. Так, при неизменной площади поперечного сечения S вертикального резервуара цилиндрической формы (фиг. 1), заполняемого вдоль его продольной оси, объем жидкой V_ж и газовой V_г фаз есть, соответственно: V_ж=hS; V_г=V₀-V_ж, где h - уровень жидкой фазы СУГ, V₀ - объем резервуара. Такое рассмотрение справедливо, если имеется четкая граница раздела между жидкой и газовой фазами контролируемой среды.

Тогда, зная плотность жидкой и газовой фаз СУГ, можно определить соответствующие значения массы:

Если градиент температуры небольшой (не более ±3°C), для расчетов принимают температуру t_ж - среднее значение показаний датчиков температуры, находящихся в жидкости 2.

При проведении измерений в резервуаре 1 с СУГ радиочастотный датчик 4 в виде электрической емкости (конденсатор) или отрезка длинной линии, имеющий, в частности, коаксиальную конструкцию, обеспечивает определение уровня h жидкой фазы СУГ в резервуаре 1 во всем диапазоне измерения уровня h - от нулевого значения до полного заполнения (h=l, где l - длина датчика уровня).

Приращение C_s(h) электрической емкости радиочастотного датчика, вызванное наличием в резервуаре жидкой и газовой фазы СУГ, относительно электрической емкости С₀ датчика в пустом резервуаре есть

Здесь С₀=C_l×l - электрическая емкость датчика в отсутствие СУГ в резервуаре; С_l - погонная (т.е. на единицу длины) электрическая емкость датчика (здесь электрическая емкость 1 м реального датчика в вакууме С_l=47 пФ); C₀(h) - электрическая емкость датчика при наличии СУГ в резервуаре; h - уровень жидкой фазы СУГ, заполняющей датчик; l - длина радиочастотного датчика; ε_ж - диэлектрическая проницаемость жидкой фазы СУГ; ε_г - диэлектрическая проницаемость газовой фазы СУГ.

Диэлектрические проницаемости пропана и бутана и их смесей, входящих в состав СУГ, можно рассчитать по формулам:

где

Формула (5) точна, если градиент температуры небольшой и температура газовой фазы СУГ близка к температуре его жидкой фазы. При значительном вертикальном градиенте температур возникают дополнительные погрешности, которые рассматриваются отдельно.

Подставим (4) и (5) в формулу (3) и найдем уровень h:

Масса СУГ в резервуаре произвольной формы есть

где S(h) - площадь поперечного сечения резервуара, являющаяся в общем случае функцией h, т.е. изменяясь вдоль вертикали.

Подставив (8) в (9), получим

Здесь размерность обеих частей (10) соответствует массе: кг=м²×пФ×(кг/м³)/(пФ/м).

Таким образом, масса СУГ в резервуаре при различных соотношениях массы газовой и жидкой фазы и при различном составе массы газовой фазы определяется по формуле (10) и зависит только от приращения емкости C_s и от температуры t_ж.

Для определенности будем рассматривать измерения массы СУГ в вертикальном резервуаре 1 цилиндрической формы (фиг. 1). Для резервуаров иной формы или (и) располагаемых иным образом, в частности для горизонтально расположенных цилиндрических резервуаров (фиг. 2), получаемые результаты пересчитывают с учетом геометрии и расположения резервуаров, не изменяя сущности данного способа измерения.

Для вертикально расположенного цилиндрического резервуара из (9) и (10) следует

Для горизонтально расположенного резервуара следует учитывать зависимость объема V от уровня h жидкой фазы СУГ в горизонтальном резервуаре цилиндрической формы: V=V(h)=S(h)h. Массу М СУГ вычисляют в данном случае по формуле (10).

Температура жидкой фазы СУГ и температура газовой фазы СУГ могут значительно отличаться (до 10…15 градусов). Для точного достоверного измерения температуры недостаточно иметь один датчик температуры в верхней части резервуара, а один в нижней, потому что верхняя часть резервуара может нагреваться на солнце и иметь температуру значительно выше, чем температура газа в резервуаре, а нижняя часть резервуара может активно охлаждаться окружающим воздухом и иметь температуру значительно ниже, чем температура жидкости в резервуаре.

Для более точных измерений одновременно измеряют температуру в нескольких областях по вертикали в резервуаре с сжиженным углеводородным газом, например в шести областях, где измеряют значения температуры t₁, t₂, t₃, t₄, t₅, t₆, с применением соответственно датчиков температуры 5₁, 5₂, 5₃, 5₄, 5₅ и 5₆ (фиг. 1, фиг. 2). При этом для таких более точных измерений используют алгоритмы с вычислением усредненных значений температуры жидкой и газовой фаз за счет обработки информации от всех датчиков температуры, находящихся соответственно в жидкой и газовой фазах. В этих алгоритмах используют измеряемое значение положения границы раздела жидкости и газа. Датчики температуры, находящиеся ниже границы раздела жидкости и газа, используют для вычисления усредненного значения температуры жидкости, а датчики температуры, находящиеся выше границы раздела жидкости и газа, - для вычисления усредненного значения температуры газа. Показания датчиков температуры, находящихся вблизи границы раздела жидкости и газа, из алгоритмов исключают. В этом случае в приводимых формулах t₁ - усредненное значение температуры жидкой фазы СУГ, а t₆ - усредненное значение температуры газовой фазы СУГ.

В частности, возможно наличие шести датчиков температуры 5₁, 5₂, 5₃, 5₄, 5₅ и 5₆ (т.е. i=1, 2, …, 6), которые находятся на расстояниях h₁, h₂, h₃, h₄, h₅ и h₆ от дна резервуара соответственно. При этом:

если уровень жидкости h≤h₂, то t_ж=t₁; t_г=(t₃+t₄+t₅+t₆)/4;

если уровень жидкости h₂<h≤h₃, то tж=t₁; t_г=(t₄+t₅+t₆)/3;

если уровень жидкости h₃<h≤h₄, то t_ж=(t₁+t₂)/2; t_г=(t₅+t₆)/2;

если уровень жидкости h₄<h≤h₅, то t_ж=(t₁+t₂+t₃)/3; t_г=t₆,

если уровень жидкости h>h₅, то t_ж=(t₁+t₂+t₃+t₄)/4; t_г=t₆.

Для исключения ошибок используют условие - датчик 5₁ (самый нижний) используют только для определения температуры жидкости, датчик 5₆ (самый верхний) используют только для определения температуры газа.

На фиг. 3 приведена функциональная схема, поясняющая получение информации при измерении температуры в нескольких областях по вертикали в резервуаре с СУГ. Здесь данные (электрическая емкость С₀(h)) с блока 4 (радиочастотного датчика) и данные с блоков 5₁, 5₂, 5₃, 5₄, 5₅ и 5₆ (датчиков температуры) о соответствующих значениях t₁, t₂, t₃, t₄, t₅, t₆, температуры поступают в электронный блок 6 для совместной функциональной обработки. Выходным сигналом электронного блока 6, поступающим в регистратор 7, является масса сжиженного углеводородного газа в резервуаре.

Итак, согласно данному способу измеряемыми величинами являются:

1) C₀(h)=C₀+C_s - электрическая емкость датчика, равная сумме приращения C_s емкости датчика от наличия в резервуаре с СУГ и емкости С₀ датчика в пустом резервуаре;

2) значение температуры t₁ в одной области или в значения температуры t₁, t₂, t₃, t₄, t₅, t₆ в нескольких областях по вертикали в резервуаре с СУГ.

При этом известными неизменными или настраиваемыми перед началом измерений константами являются: l - высота резервуара; S - площадь сечения резервуара, которая может быть произвольной, но с известным законом измерения ее значения по вертикали; V₀ - полный объем резервуара (для вертикального цилиндрического резервуара V₀=l×S); С_l - погонная емкость датчика в вакууме, около 50 пФ/м; К - настроечный коэффициент, пересчитывающий диэлектрическую проницаемость в плотность (К=ρ_ж0/(ε_ж0-1), ρ_ж0=0,5297 г/см³ - плотность пропана при 0°C; ε_ж0=1,7148 - диэлектрическая проницаемость пропана при 0°C; K=0,5297/(1-1,7148)=0,741 г/см³); T_s - коэффициент температурной коррекции для вычислении плотности T_s=0,0006.

При проведении измерений с применением радиочастотных датчиков в виде электрической емкости (конденсатора) или отрезка длинной линии часто применяются схемы, в которых такие датчики являются частотозадающими элементами колебательного контура. Для схем с датчиками в виде электрической емкости (конденсатора) резонансная частота f_p датчика есть , где L - индуктивность, подсоединенная к датчику с эквивалентной емкостью С_э. Для схем с датчиками в виде отрезков длинной линии зависимости от определяемых физических параметров описываются точными трансцендентными уравнениями в неявном виде или в явном виде приближенными соотношениями, которые, тем не менее, достаточно точны для решения задач технологических измерений (см., например, монографию: Викторов В.А., Лункин Б.В., Совлуков А.С. Радиоволновые измерения параметров технологических процессов. М.: Наука. 1989. 280 с.).

Для реализации данного способа измерения возможно применение различных конструкций радиочастотных датчиков. Также в качестве информативных параметров этих датчиков могут быть использованы их разные функциональные зависимости от уровня и диэлектрической проницаемости.

Таким образом, предлагаемый способ реализуем с применением лишь одного радиочастотного датчика и датчиков температуры в нескольких областях по вертикали в резервуаре с СУГ. Он позволяет определять массу СУГ, содержащегося в емкости, с высокой точностью независимо от его фазового состояния и соотношения жидкой и газовой фаз, наличия кипения.

Способ определения массы сжиженного углеводородного газа в резервуаре, при котором измеряют электрическую емкость радиочастотного датчика, располагаемого в резервуаре с сжиженным углеводородным газом, одновременно измеряют температуру в резервуаре с сжиженным углеводородным газом в нескольких областях в полости резервуара по вертикали с применением соответствующих датчиков температуры, выполняют совместное функциональное преобразование указанных электрической емкости и температуры, отличающийся тем, что производят усреднение значений температуры жидкой и газовой фаз путем обработки информации от всех датчиков температуры, находящихся соответственно в жидкой и газовой фазах, при этом датчики температуры, находящиеся ниже границы раздела жидкости и газа, используют для вычисления усредненного значения температуры жидкости, датчики температуры, находящиеся выше границы раздела жидкости и газа, - для вычисления усредненного значения температуры газа, показания датчиков температуры, находящихся вблизи границы раздела жидкости и газа, исключают, а о массе сжиженного углеводородного газа судят по результатам совместного функционального преобразования указанных электрической емкости и усредненных значений температуры жидкости и газа.