Способ поточного измерения доли воды в смеси с углеводородной жидкостью и устройство для его реализации



Способ поточного измерения доли воды в смеси с углеводородной жидкостью и устройство для его реализации
Способ поточного измерения доли воды в смеси с углеводородной жидкостью и устройство для его реализации
Способ поточного измерения доли воды в смеси с углеводородной жидкостью и устройство для его реализации
Способ поточного измерения доли воды в смеси с углеводородной жидкостью и устройство для его реализации
Способ поточного измерения доли воды в смеси с углеводородной жидкостью и устройство для его реализации
Способ поточного измерения доли воды в смеси с углеводородной жидкостью и устройство для его реализации
Способ поточного измерения доли воды в смеси с углеводородной жидкостью и устройство для его реализации
Способ поточного измерения доли воды в смеси с углеводородной жидкостью и устройство для его реализации
Способ поточного измерения доли воды в смеси с углеводородной жидкостью и устройство для его реализации
Способ поточного измерения доли воды в смеси с углеводородной жидкостью и устройство для его реализации
Способ поточного измерения доли воды в смеси с углеводородной жидкостью и устройство для его реализации
Способ поточного измерения доли воды в смеси с углеводородной жидкостью и устройство для его реализации
Способ поточного измерения доли воды в смеси с углеводородной жидкостью и устройство для его реализации
Способ поточного измерения доли воды в смеси с углеводородной жидкостью и устройство для его реализации
Способ поточного измерения доли воды в смеси с углеводородной жидкостью и устройство для его реализации
Способ поточного измерения доли воды в смеси с углеводородной жидкостью и устройство для его реализации
Способ поточного измерения доли воды в смеси с углеводородной жидкостью и устройство для его реализации

 


Владельцы патента RU 2569180:

Общество с ограниченной ответственностью "Нефтяные и газовые измерительные технологии", ООО "НГИТ" (RU)

Использование: для определения объемного содержания воды в нефти. Сущность изобретения заключается в том, что способ основан на определении изменений параметров электромагнитного поля в потоке исследуемой жидкой среды при изменении ее компонентного состава, поток жидкости в зоне измерений разбивают на множество изолированных потоков, каждый из которых взаимодействует с резонатором электромагнитного поля через выделенный участок поверхности контакта, в результате чего в резонаторе формируется электромагнитное поле, обобщающее влияния всех изолированных потоков жидкости, параметры которого принимают за среднее взвешенное для совокупности потоков в изолированных каналах и сопоставляют с соответствующими показателями продукта-аналога, обладающего известными свойствами, которые могут быть эмпирически идентифицированы как доля воды в смеси с углеводородной жидкостью. Технический результат: обеспечение возможности повышения эффективности влагомера и повышения точности определения содержания воды в нефти, перекачиваемой по трубопроводу. 2 н. и 4 з.п. ф-лы, 8 ил.

 

Область техники, к которой относится изобретение

Изобретение относится к измерительной технике показателей качества нефти, конкретно к ряду средств определения объемного содержания воды в нефти, перекачиваемой по трубопроводам (поточных влагомеров). Оно может быть использовано в нефтедобывающей промышленности для контроля качества нефти и в других отраслях, где требуется определить содержание воды в составе иной перекачиваемой жидкости, отличающейся от воды по своим физико-химическим свойствам.

Уровень техники

Известен ряд способов и устройств для определения фазового состояния газожидкостного потока, в частности влагосодержания, основанных на фиксации изменений радиофизических характеристик, конкретнее, значений диэлектрической проницаемости смеси воды с иной, в частности углеводородной (нефтью), жидкостью в зависимости от доли воды. Эта принципиальная основа принята для определения влагосодержания, в частности при создании широко известного в мировой практике семейства влагомеров компании Phase Dynamics [1] (Microprocessor Based Analyzers / Phase Dynamics, Inc.; Richardson, Texas 75081, U.S.A., 1997), [2] (Technology That Produces Precisionmeasurements / Phase Dynamics, Inc.; Richardson, Texas 75081, [http://www.phasedynamics.com]).

Эти способы определения влагосодержания предполагают гомогенность нефтепотока, поскольку только в этом случае обеспечивается однородность распределения энергии электромагнитного поля (ЭМП) в нефти. В реальности, и особенно при высокой обводненности нефти, условие гомогенности нефтепотока выполняется только в непосредственной близости от выхода встроенного в нефтепровод миксера. В процессе дальнейшего перемещения по нефтепроводу рабочая жидкость постепенно распадается (расслаивается) на отдельные компоненты с образованием слоев и фракций нефти и воды.

Данный недостаток характерен для влагомеров компании Phase Dynamics, у которых зона взаимодействия нефтепотока с ЭМП представляет собою протяженный (более 30 см) участок коаксиального волновода, погруженного в поток нефти. Однако в сплошном потоке большого сечения, особенно при высокой обводненности нефти, не удается избежать нарушения гомогенности потока. Диэлектрическая проницаемость (ДП) воды превышает ДП обезвоженной нефти примерно в 35 раз. Поэтому возникновение раздельных кластеров воды и углеводородной фазы сопровождается перераспределением энергии ЭМП в водную часть, что по своему воздействию на измерительный прибор эквивалентно увеличению влажности гомогенной среды. Соответственно, влагомер при этом показывает завышенный уровень влажности.

Известен также способ измерения влагосодержания трехкомпонентной смеси, заключающийся в зондировании потока измеряемой смеси высокочастотными электромагнитными волнами в рабочем диапазоне частот радиоволнового датчика, выполненного в виде объемного высокочастотного резонатора [3] (RU 2386953, опубл. 20.04.2010). Недостатком данного способа является то, что при большом сечении нефтепровода точность определения компонентного состава будет невысокой.

Известны также способ и устройство электроемкостной влагометрии водонефтяной эмульсии [4] (RU 2383885, опубл. 10.03.2010), заключающийся в установке на трубопровод шестиэлектродного электроемкостного преобразователя для создания зондирующего электрического поля, из которых два противолежащих электрода расположены по всей длине преобразователя, а две пары других противолежащих электродов размещены на цилиндрической или плоской поверхности на периферии многофазного потока. Недостатками данного способа являются низкая эффективность и неточность измерений при большом сечении нефтепровода.

Наиболее близким аналогом заявленного изобретения является устройство для измерения концентрации воды в нефти [5] (ЕР 0478699, 13.09.1995), содержащее коаксиальную линию передачи микроволнового излучения (СВЧ), образованную трубопроводом для приема материала и центральным проводником с оболочкой из диэлектрического материала, который предназначен для предотвращения короткого замыкания в канале передачи. Схема генератора соединена с линией передачи для генерирования микроволновой энергии на рабочей частоте и приемником сигнала, контролирующим изменение частоты, возникающей в результате изменения сопротивления генератора в связи с изменением диэлектрической проницаемости смеси. В зоне воздействия измеряется падающая и отраженная мощность для определения, какая именно эмульсия присутствует, нефть в воде или вода в нефти, с определением концентрации одной жидкости в другой при конкретной рабочей частоте. Недостатками данного способа являются низкая эффективность и неточность измерений при большом сечении нефтепровода.

Сущность изобретения

Задачей, решаемой заявляемым изобретением, является определение объемного содержания воды в нефти, перекачиваемой по трубопроводу.

Технический результат предлагаемого изобретения заключается в повышении эффективности влагомера, а именно в повышении точности определения содержания воды в нефти, перекачиваемой по трубопроводу.

Указанный технический результат достигается путем поточного измерения изменений параметров электромагнитного поля в потоке исследуемой жидкой среды при изменении ее компонентного состава, при этом поток жидкости в зоне измерений разбивают на множество изолированных потоков, каждый из которых взаимодействует с резонатором электромагнитного поля через выделенный участок поверхности контакта, в результате чего в резонаторе формируется электромагнитное поле, обобщающее влияния всех изолированных потоков жидкости, параметры которого принимают за среднее взвешенное для совокупности потоков в изолированных каналах и сопоставляют с соответствующими показателями продукта-аналога, обладающего известными свойствами, которые могут быть эмпирически идентифицированы как доля воды в смеси с углеводородной жидкостью.

Указанный способ реализован в виде поточного измерителя, содержащего корпус, состоящий из входной и выходной камер, а также цилиндрической обоймы, в которую заключен резонатор электромагнитного поля, при этом в цилиндрической обойме, по ее образующим, выполнены сквозные каналы, открытые со стороны резонатора электромагнитного поля. Корпус выполнен проточным, с концевыми фланцами, с внутренним продольным каналом и содержит поперечный стык в зоне размещения резонатора электромагнитного поля, который включает гидроизолирующую шайбу из диэлектрического материала. СВЧ-вводы резонатора выполнены в виде отрезков коаксиальной линии передачи, радиально пронизывающих корпус, центральные проводники которых заканчиваются петлями, замкнутыми на торцевую поверхность резонатора.

Краткое описание чертежей

Фиг. 1 - СВЧ-резонатор, связанный с нефтепотоком.

Фиг. 2 - Эквивалентная схема СВЧ-резонатора при включении «на проход».

Фиг. 3 - Упрощенная эквивалентная схема СВЧ-резонатора.

Фиг. 4 - Эквивалентная схема рабочей жидкости (среды).

Фиг. 5 - Структура влагомера.

Фиг. 6 - Поперечный разрез СВЧ-резонатора для случая восьми каналов.

Фиг. 7 - Продольный разрез корпуса патентуемого влагомера.

Фиг. 8 - Реализация элементов электромагнитной связи резонатора с внешними СВЧ- цепями.

Раскрытие изобретения

В предложенном способе измеряют электрофизические параметры исследуемой жидкой среды при изменении ее компонентного состава, причем поток жидкости (нефтепоток) после входной камеры, где происходит интенсивное перемешивание, разбивают в зоне измерений на множество изолированных потоков малого поперечного сечения, непосредственно примыкающих к чувствительному элементу микроволнового влагомера, а именно к резонатору электромагнитного поля. Каждый поток взаимодействует с резонатором электромагнитного поля через выделенный участок поверхности контакта, в результате чего в резонаторе формируется электромагнитное поле, обобщающее влияние всех изолированных потоков жидкости, параметры которого принимают за средне взвешенное для совокупности потоков в изолированных каналах и сопоставляют с соответствующими показателями продукта-аналога, обладающего известными свойствами, которые могут быть эмпирически идентифицированы как доля воды в смеси с углеводородной жидкостью.

Аналитическая система влагомера использует переменные параметры относительной комплексной ДП: εr1-jε2, где εr - относительная комплексная ДП, ε1 - вещественная часть полной ДП, ε2 - мнимая часть полной ДП, j - мнимая единица.

Чувствительным элементом микроволнового влагомера, реагирующим на изменение комплексной ДП нефти, служит СВЧ-резонатор 1 (далее - резонатор), ЭМП которого проникает в нефтепоток 2 (Фиг. 1). Резонатор 1 связан с СВЧ-частью влагомера через вводы 3, 4.

Погрешность показаний влагомера тем меньше, чем больше относительная доля нефтепотока, участвующего во взаимодействии с тестирующим ЭМП. Предлагаемый способ измерений позволяет анализировать весь входной поток нефти, одновременно уменьшая, вплоть до полного устранения, погрешности, обусловленные неоднородностью нефтепотока в поперечном сечении входного нефтепровода. Это обеспечивается тем, что в предлагаемом способе поточного измерения доли воды в смеси с углеводородной жидкостью, основанном на определении изменений параметров ЭМП в потоке исследуемой жидкой среды при изменении ее компонентного состава, указанные недостатки известных технических решений устраняются благодаря тому, что поток жидкости на входе в зону измерений разбивается на множество изолированных потоков, каждый из которых взаимодействует с ЭМП резонатора через выделенный участок поверхности контакта.

Трансформация единого потока нефти в группу парциальных потоков малого поперечного сечения порождает вихревое движение жидкости в распределительном узле, что способствует дополнительной гомогенизации анализируемой среды непосредственно на входе в область взаимодействия с ЭМП. Дальнейшее сглаживание влияния остаточной неоднородности парциальных потоков обеспечивается тем, что формируемое в резонаторе ЭМП, отличное от поля в отсутствие потока, суммирует и автоматически усредняет влияния всех изолированных потоков жидкости.

Взаимодействие резонатора с нефтью иллюстрируется эквивалентной схемой на Фиг. 2. Имеется n парциальных каналов для пропускания рабочей жидкости. Первый канал связан с отображающим резонатор LC-контуром через сопротивление связи jXc-1, второй - через сопротивление связи jXc-2 и так далее вплоть до последнего канала с номером n. Связь резонатора с внешними цепями осуществляется через вводы 1, 2.

Поскольку поле СВЧ-резонатора суммирует частные эффекты взаимодействия со средой, совокупное воздействие среды на резонатор можно отобразить единственным сопротивлением связи jXсв (Фиг. 3). Эквивалентная схема самой среды представляется в виде параллельного соединения вещественной gш и мнимой jbш проводимостей (Фиг. 4), шунтирующих сопротивление связи jXсв. Полная проводимость среды yш=gш+jbш.

Параметры ЭМП образуют средневзвешенное для совокупности потоков в изолированных каналах. Эта величина сопоставляется с соответствующими показателями продукта-аналога, обладающего известными свойствами, которые могут быть эмпирически идентифицированы как доля воды в смеси с углеводородной жидкостью.

Примем для конкретности, что СВЧ-резонатор включен «на проход» в петлю положительной обратной связи автогенератора, замыкающуюся через вводы 3, 4 на Фиг. 1.

Наличие шунтирующей среды изменяет резонансную частоту f0 и собственную добротность резонатора Q0. Предположим, что оба входа резонатора подключены к согласованным нагрузкам, частота колебаний f в отсутствие нефтепотока в точности совпадает с f0, а значение нагруженной добротности резонатора Q рассчитывается по показаниям датчиков падающей на резонатор и прошедшей через него мощности (на рис. 3 эти датчики не показаны).

Потери в среде прямо пропорциональны значению tgδ. Поэтому значение вещественной проводимости соответствует

где для краткости обозначено t≡tgδ.

Рассмотрим вначале влияние среды на f0. При однотипных Хсв и bш (например, обе реактивности - емкости) диапазон возможных значений f0 заключен между частотами холостого хода fхх при yш=0, (то есть при заполнении каналов воздухом) и короткого замыкания fкз при |yш|=∞. Наглядный вариант реализации - замещение нефти ртутью.

Абсолютное и относительное изменения частоты между этими двумя предельными значениями равны соответственно,

где ρ - характеристическое сопротивление резонатора, p - эквивалентный коэффициент включения среды.

Для дальнейшего анализа удобно заменить параллельное соединение элементов jXсв и yш на последовательный эквивалент в виде полного вносимого в резонатор сопротивления Zвн=rвн+jXвн.

Выбирая за начало отсчета режим холостого хода, будем иметь для текущего изменения частоты Δfi=f0i-fxx соотношение

Нормируя bш относительно проводимости связи bсв=-1/Хсв, можно показать, что

где θ=bш/bсв. Поскольку Хвн является функцией двух параметров, bш и gш, изменение частоты зависит как от ε1, так и от tgδ.

Рассмотрим теперь изменение добротности резонатора под влиянием рассеяния энергии в среде. Полное сопротивление потерь резонатора r складывается из собственных потерь r0, потерь r12, вносимых внешними цепями через СВЧ вводы 1, 2, и сопротивления rвн, отражающего влияние потерь в среде: r=r0+r12+rвн. Полное затухание резонатора δ описывается линейным трехчленом

где δ0=r0/ρ, δ12=r12/ρ, δвн=rвн/ρ соответственно.

Выражение для нормированного затухания Dn, внесенного средой,

имеет вид, сходный с (3, 4), что обусловлено функциональной связью между rвн и Хвн. Однако, в отличие от частоты, вносимое затухание зависит от bш немонотонно.

Максимальное значение Dn достигается при значении переменной, равном (1+t2)-1/2, и составляет

Из (6) следует, что без учета сопутствующего изменения частоты одно лишь внесенное средой затухание также не может служить однозначной характеристикой влажности среды.

Выражения (3, 4, 6) образуют полную систему уравнений относительно переменных t и θ. Совместное решение имеет вид:

где Δi(t,θ)=Δfi/Δfкз. Тангенс угла диэлектрических потерь среды определяется непосредственно по первой из формул (8), а вещественная часть диэлектрической проницаемости - после соответствующей калибровки, позволяющей связать θ и ε1.

Для получения количественных результатов нужна экспериментальная информация о сдвиге частоты и изменении затухания резонатора под воздействием исследуемой среды. Резонансная частота в автогенераторном влагомере легко фиксируется по показаниям частотомера. Второй параметр рассчитывается по проходным потерям резонатора Lp.

В отсутствие потерь в элементах связи выражение для Lp имеет вид

где β1, β2 - нормированные коэффициенты связи резонатора с линиями передачи по соответствующим вводам. Значения β1,2 прямо пропорциональны текущей собственной добротности резонатора Q0i, зависящей от температуры резонатора и шунтирующего воздействия среды. Понимая под β1, β2 их значения, измеренные в режиме холостого хода, и вводя относительную добротность q=Q/Q0i, приходим к соотношению

Значение Q0i, отвечающее температуре резонатора 20°С, определим как номинальную собственную добротность резонатора Q00. Отсюда с учетом (5)

если опыт проводится при 20°С. Для другой температуры резонатора Q00 заменяется на Q0i.

Осуществление изобретения

Поточный микроволновый измеритель доли воды в смеси с углеводородной жидкостью, реализующий изложенный выше способ, содержит (см. Фиг. 5) корпус, состоящий из входной 5 и выходной 6 распределительных камер, а также цилиндрической обоймы 7, в которую заключен резонатор ЭМП совместно с системой каналов 12 для пропуска нефти, причем каналы выполнены сквозными по образующим цилиндрической обоймы 7, открытые со стороны резонатора 13 электромагнитного поля. Нефть поступает в камеру 5 из нефтепровода 8 и покидает влагомер через камеру 6 и нефтепровод 9.

Поперечный разрез СВЧ-резонатора для случая восьми каналов показан на Фиг. 6. Максимальный поперечный размер каналов для пропуска нефти ограничен требованием обеспечения нераспространения ЭМП в каналах. Для гарантии малого гидравлического сопротивления влагомера количество каналов подбирается так, чтобы сумма их поперечных сечений составляла не менее четверти от поперечного сечения нефтепроводов 8, 9.

Центральная часть СВЧ-резонатора заполнена шайбой из СВЧ-диэлектрика 10, обеспечивающей герметизацию центральной области резонатора. Отверстие 11 в центре шайбы 10 используется для размещения штыря подстройки частоты резонанса.

Парциальные потоки нефти через каналы 12 попадают в зоны взаимодействия резонатора 13, формируемые свободными от металла участками цилиндрической стенки шайбы 10 и прилегающими областями каналов.

Продольный разрез корпуса предложенного влагомера на Фиг. 7 конкретизирует обобщенную структуру влагомера, приведенную на Фиг. 5. Нумерация характерных элементов на Фиг. 7 соответствует ранее введенным обозначениям.

Фиг. 8 поясняет выполнение элементов электромагнитной связи резонатора с электронным блоком, обеспечивающим функционирование прибора. Упомянутые элементы выполнены в виде отрезков коаксиальной линии передачи, радиально пронизывающих корпус, центральные проводники которых заканчиваются петлями, замкнутыми на торцевую поверхность резонатора.

1. Способ поточного измерения доли воды в смеси с углеводородной жидкостью, основанный на определении изменений параметров электромагнитного поля в потоке исследуемой жидкой среды при изменении ее компонентного состава, отличающийся тем, что поток жидкости в зоне измерений разбивают на множество изолированных потоков, каждый из которых взаимодействует с резонатором электромагнитного поля через выделенный участок поверхности контакта, в результате чего в резонаторе формируется электромагнитное поле, обобщающее влияния всех изолированных потоков жидкости, параметры которого принимают за среднее взвешенное для совокупности потоков в изолированных каналах и сопоставляют с соответствующими показателями продукта-аналога, обладающего известными свойствами, которые могут быть эмпирически идентифицированы как доля воды в смеси с углеводородной жидкостью.

2. Поточный микроволновый измеритель доли воды в смеси с углеводородной жидкостью, реализующий способ по п. 1, содержащий корпус, состоящий из входной и выходной камер, а также цилиндрической обоймы, в которую заключен резонатор электромагнитного поля, отличающийся тем, что в цилиндрической обойме, по ее образующим, выполнены сквозные каналы, открытые со стороны резонатора электромагнитного поля.

3. Поточный микроволновый измеритель доли воды в смеси с углеводородной жидкостью по п. 2, отличающийся тем, что корпус выполнен проточным, с концевыми фланцами, с внутренним продольным каналом.

4. Поточный микроволновый измеритель доли воды в смеси с углеводородной жидкостью по п. 2, отличающийся тем, что корпус содержит поперечный стык в зоне размещения резонатора электромагнитного поля.

5. Поточный микроволновый измеритель доли воды в смеси с углеводородной жидкостью по п. 2, отличающийся тем, что резонатор электромагнитного поля включает гидроизолирующую шайбу из диэлектрического материала.

6. Поточный микроволновый измеритель доли воды в смеси с углеводородной жидкостью по п. 2, отличающийся тем, что СВЧ-вводы резонатора выполнены в виде отрезков коаксиальной линии передачи, радиально пронизывающих корпус, центральные проводники которых заканчиваются петлями, замкнутыми на торцевую поверхность резонатора.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области дезинфекции и предназначено для дезактивации поверхностей объектов с одновременным обнаружением следов взрывчатых веществ на основе тринитротолуола.

Изобретение относится к области дезинфекции, дезактивации поверхностей объектов и обнаружения следов взрывчатых веществ на основе полинитроароматических соединений типа динитротолуола.

Группа изобретений относится к ракетной технике, а именно к измерению характеристик новых композиций твердого ракетного топлива. Способ включает сжигание образца исследуемого топлива в объеме газа, измерение реактивной силы истекающих продуктов сгорания, причем сжигание образца топлива проводят в потоке кислородсодержащего высокотемпературного газа с параметрами, соответствующими обдуву заряда твердого топлива натурного двигателя, одновременно с образцом исследуемого топлива обдувают таким же расходом газа в противоположном направлении геометрически одинаковый с ним инертный имитатор, при этом образец исследуемого топлива и имитатор размещают в отдельных одинаковых модулях, каждый из которых выполнен с возможностью моделирования камеры дожигания натурного двигателя.

Изобретение относится к области технической физики и касается способа и устройства для исследования воздушной взрывной волны. В исследуемой среде создают насыщенный пар, близкий к критической точке фазового перехода.

Изобретение относится к химмотологии применительно к химическим индикаторам на твердофазных носителях для определения нефтепродуктов. Индикаторный элемент содержит подложку, индикатор и закрепленный на подложке белый впитывающий материал, а индикатор выполнен из мелкодисперсного красителя, растворимого в жидком углеводородном топливе, но не растворимого в воде, и размещен между подложкой и белым впитывающим материалом, при этом в качестве подложки индикаторный элемент содержит гидроизоляционную непрозрачную пленку с липким слоем.

Изобретение относится к области аналитической химии, а именно к экспресс-обнаружению агрессивных химических веществ кислого характера на горизонтальных, наклонных и вертикальных поверхностях.

Группа изобретений относится к контролю (мониторингу) содержания механических примесей в потоках жидких сред. Способ контроля содержания механических примесей в рабочих жидкостях, в частности в жидком углеводородном топливе, заключается в том, что поток топлива пропускают, поддерживая постоянный расход, через систему фильтрующих перегородок с последовательно уменьшающимися размерами пор, при этом измеряют давление перед каждой фильтрующей перегородкой и давление за ней, вычисляют на основании изменения разности давлений гидравлическое сопротивление фильтрующей перегородки по времени, затем по полученным данным определяют степень засорения фильтрующей перегородки путем сравнения с имеющимися тарировочными данными, показывающими изменение гидравлического сопротивления фильтрующей перегородки в зависимости от содержания механических примесей, и на основе этих данных определяют количество в топливе механических примесей определенного размера.

Изобретения могут быть использованы в коксохимической промышленности. Способ оценки термопластичности углей или спекающих добавок включает набивку угля или спекающей добавки в емкость с получением образца, размещение слоя набивки из частиц на образце, нагрев образца с поддержанием при этом образца и слоя набивки при постоянном объеме или с приложением постоянной нагрузки на слой набивки, измерение расстояния проникновения, представляющее собой термопластичность угля, на которое расплавленный образец проникает в полости слоя набивки, и оценку термопластичности образца с использованием измеренного значения.
Изобретение относится к области исследования качества применения эксплуатационных материалов в баках систем силовой установки и трансмиссии. Способ определения показателей качества применяемых топлив и масел на военной гусеничной машине, заключается в определении температуры застывания, цетанового числа, количества серы, температуры помутнения, температуры застывания, плотности, наличия воды для топлива.

Изобретение относится к методам индикаторного выявления следовых количеств взрывчатых веществ и компонентов взрывчатых составов на основе трех групп классов соединений: нитроароматических соединений; нитраминов и нитроэфиров; ионных нитратов.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при проведении исследований для определения состава продукции отдельных пластов и в целом скважины.

Изобретение касается способа измерения емкости датчика с емкостью (С). Датчик имеет рабочий электрод, который покрыт изолирующим слоем и лигандом, образующим аффинную поверхность.

Изобретение может использоваться для экспресс-контроля соответствия качества исследуемого бензина параметрам эталонного образца. Устройство для оперативного контроля октанового числа бензинов содержит автономный блок питания, основной емкостной датчик, конструктивно совмещенный с камерой пробоотборника контролируемого бензина, блок обработки данных, выход которого подключен к входу цифрового индикатора, аналого-цифровой преобразователь, выход которого соединен с входом блока обработки данных, при этом в устройство введен дополнительный емкостной датчик, конструктивно совмещенный с камерой пробоотборника эталонного бензина, соединенный с одним из входов измерителя разности двух емкостей, второй вход которого соединен с основным емкостным датчиком, а его выход подключен к входу аналого-цифрового преобразователя.

Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано для высокоточного определения различных физических свойств (концентрации, смеси веществ, влагосодержания, плотности и др.) жидкостей, находящихся в емкостях (технологических резервуарах, измерительных ячейках и т.п.).

Изобретение относится к области неразрушающего контроля полимерных материалов и может быть использовано для контроля и измерений физико-химических процессов, происходящих в отверждаемом связующем при производстве изделий из полимерных композиционных материалов.

Изобретение может быть использовано в сельском хозяйстве, медицине, биологии, пищевой и химической промышленности. Способ определения содержания анионов в растворах и влагосодержащих продуктах осуществляется в электрохимической ячейке при прохождении через нее переменного тока.

Изобретение относится к области измерения параметров жидкостей, в частности электрической проводимости в жидких средах, и может быть использовано непосредственно в морской воде.

Изобретение относится к методу определения доли адсорбированного вещества, которое содержится в формованном теле, грануляте или порошке из цеолита, цеолитного соединения или силикагеля в качестве адсорбирующего материала, а также к соответствующему устройству и применению устройства для определения или мониторинга степени насыщения адсорбирующего материала, заложенного на хранение в емкость.

Изобретение может быть использовано в химической, нефтехимической, нефтегазовой, пищевой и других отраслях промышленности. Анализатор газожидкостного потока содержит измерительный участок 1 и соединенные с ним газосборную камеру 2 и отстойник 3, основной измерительный датчик 5, дополнительные измерительные датчики 4, блок сравнения 6, подключенный к регистратору 7.

Изобретение относится к технологии строительства и может быть использовано для определения количества цемента в грунтоцементном материале при создании строительных конструкций посредством струйной цементации.

Группа изобретений относится к медицине и может быть использована для определения электрической емкости биосенсорной камеры. Для этого инициируют электрохимическую реакцию пробы после ее внесения в биосенсорную камеру, имеющей два электрода, расположенных в камере и соединенных с микроконтроллером. Прикладывают к камере осциллирующий сигнал предварительно заданной частоты. Устанавливают первый временной интервал выборки. Получают выборку выходного сигнала от камеры со вторым временным интервалом выборки, отличным от первого временного интервала выборки. Определяют фазовый угол между выходным сигналом и осциллирующим входным сигналом от камеры на основе выходного сигнала выборки. Рассчитывают электрическую емкость камеры по фазовому углу. Также предложена система для измерения аналита. Группа изобретений обеспечивает определение достаточности заполнения аналитом электрохимической биосенсорной испытательной камеры. 2 н. и 21 з.п. ф-лы, 24 ил., 2 табл.
Наверх