книги / Трубопроводный транспорт нефти, нефтепродуктов и газа
..pdfбопровода. Ослабление интенсивности гамма-излучения при прохождении через жидкость находится в прямой зависимости от ее плотности. Зная действительную активность источника из лучения и измерив активность излучения после поглощения час ти гамма-лучей, можно перевести результаты измерений в еди ницы плотности.
В гамма-плотномерах промышленного назначения наиболь шее распространение в качестве источников радиоактивного из лучения получили изотопы кобальта-60 и цезия-137. В качестве приемников излучения применяются сцинтилляционные и га зоразрядные счетчики. Возникающие в счетчике электрические импульсы суммируются, усиливаются и подаются на вторичный прибор телеметрической системы.
Плотномер измеряет плотности в диапазоне 700...900 кг/м3 и достаточно точно контролирует движение смеси по трубо проводу.
Метод контроля последовательной перекачки с помощью гамма-плотномеров позволяет следить за прохождением смеси продуктов без непосредственного контакта с потоком жидкости, находящейся в трубопроводе.
В вибрационном плотномере АИП (рис. 5.13) контролируе мый продукт поступает на вход вибрационного преобразовате ля / и с помощью распределителя 4 разветвляется на два потока, проходящих по трубкам 9 чувствительного элемента.
На распределителе установлены платиновые термопары со противления 5, введенные в поток для коррекции показаний при изменении температуры контролируемого продукта. Между рас пределителем и трубками расположены сильфоны 2, устраняю щие температурные напряжения и влияние вибрации корпуса на показания прибора. Изменение жесткости сильфонов в широ ких пределах не сказывается на измерении плотности. На кор пусе вибрационного преобразователя предусмотрен влагопогло титель 6, предотвращающий конденсацию влаги на трубках при понижении температуры продукта. Трубки, соединенные систе мой упругих перемычек 7 и 8, образуют совместно с ними ме ханическую колебательную систему —вибратор. Механическая колебательная система вибрационного преобразователя выпол-
241
йена в виде так называемого двойного камертона, образованно го соединенными на концах трубками проточной системы.
Рис. 5.13. Схема плотномера АИП:
1—преобразователь; 2 —сильфон; 3 —усилитель; 4 —распределитель; 5 —термо пары сопротивления; б—влагопоглотитель; 7, 8 —упругие перемычки; 9 —трубка чувствительного элемента; 10 —электромагнит; 11 —блок питания; 12 —вторич ная аппаратура
Частота собственных колебаний камертона зависит от массы, то есть от плотности протекающей по трубкам жидкости. Часто та колебаний прибора составляет около 1250 Гц при порожней проточной системе, а при ее заполнении жидкостью плотностью 1000 кг/м3 частота колебаний уменьшается до 1000 Гц.
Для возбуждения и стабилизации амплитуды механических колебаний используют специальный полупроводниковый уси литель 3, соединенный с воспринимающими и возбуждающими колебания электромагнитами 10, расположенными между Труб ками 9.
Конструкция вибратора дает возможность проводить в нуж ных пределах настройку частоты собственных колебаний виб ратора: грубо — путем регулировки положения центральных перемычек 8; точно —периферийными перемычками 7, вибра ционный преобразователь соединяется со вторичной аппарату рой 12 через блок питания 11. Расстояние передачи сигнала от преобразователя до вторичного прибора не более 1000 м.
242
Контроль смеси по изменению плотности не всегда прием лем, так как нередко производится последовательная перекачка нефтепродуктов близкой плотности.
Контроль смеси по величине диэлектрической постоянной
Диэлектрические постоянные нефтепродуктов различают ся. У бензинов она составляет от 1,829 до 1,942; у керосина —от 1,989 до 2,088; у дизтоплива —от 2,054 до 2,097.
Грозненским филиалом ВНИИКАнефтегаза разработан при бор СК-2, позволяющий контролировать прохождение смеси, используя принцип регистрации изменения диэлектрической проницаемости перекачиваемой жидкости (рис. 5.14). Для этого в трубопровод вмонтированы датчики 1 и 2 емкостного типа ко аксиальной конструкции.
К вторичным приборам
^ __________ не менее 5 км_________ ^
Рис. 5.14. Контроль смеси по величине диэлектрической постоянной:
1—непроточный датчик; 2 —проточный датчик; 3 —сопоставитель
Датчик 1 — проточный: он имеет перфорированный ко жух и регистрирует изменение диэлектрической проницае мости жидкости, находящейся в данном сечении трубопро вода, преобразуя ее изменение в изменения электрической ем кости. Датчик 2 — компенсационный: он имеет герметичный корпус, заполненный очищенным трансформаторным маслом. Температура масла в этом датчике принимает то же значение, что и температура перекачиваемой жидкости в проточном датчике. Его электрическая емкость меняется лишь с изменением темпе
ратуры жидкости в трубопроводе, что используется для компен сации температурной погрешности измерения датчиком 1. Вто рая пара аналогичных датчиков монтируется на трубопроводе на расстоянии от первой пары, превышающем максимальную дли ну зоны смеси (около 5 км). Каждая пара датчиков соединяется с сопоставителем емкостей 3.
Сопоставитель емкостей осуществляет непрерывное срав нение (сопоставление) электрических емкостей обоих датчи ков, вырабатывая на выходе сигнал, частота которого зависит от разности электрических емкостей проточного и компенса ционного датчиков. Сигнал с сопоставителей 3 идет на вторич ные приборы (усилители, преобразователи и др.), в которых он преобразуется в напряжение, фиксируемое потенциометра ми. Установку нулевой и 100 % концентрации одной из жид костей (например, жидкости А) оператор производит в тот мо мент, когда каждая пара датчиков заполнена чистой, но разной жидкостью, например, через одну проходит бензин, а через дру гую —дизтопливо. Таким образом, при дальнейшем прохож дении смеси через вторую пару датчиков потенциометр будет показывать (и записывать) концентрацию в смеси одной из чис тых жидкостей.
В дальнейшем прогрессивная идея использования двух групп датчиков была реализована и в других методах контро ля смеси.
Контроль смеси по скорости распространения ультразвука
Скорость распространения ультразвука в различных нефтях и нефтепродуктах существенно различна (в дизтопливе — от 1375 до 1390 м/с, в керосине —от 1320 до 1335 м/с, в бензине — от 1175 до 1190 м/с), что и позволило создать соответствующие приборы контроля за последовательной перекачкой (напри мер, УК.П-2).
Принципиальная схема комплекта приборов УКП-2 показа на на рис. 5.15. Она включает акустический излучатель 1, прием ник 2, передающий преобразователь 3, вторичную аппаратуру 4. Комплекты приборов размещаются на выносном (ВКП) и мест ном (МКП) контрольных пунктах.
244
Рис. 5.15. Комплект приборов для контроля смеси по скорости распространения ультразвука:
/ —акустический излучатель; 2 —приемник; 3 —передающий преобразователь; 4 - вторичная аппаратура
УКП-2 работает следующим образом. Ультразвук определен ной частоты подается на излучатели 1. При прохождении через нефтепродукт, движущийся по трубе, изменяется частота по вторения импульсов самосинхронизирующегося генератора, что фиксируется приемниками 2. Далее результаты измерений по ступают на преобразователи 3, откуда они передаются на вто ричную аппаратуру 4. Здесь результаты измерений сравнива ются и преобразуются в напряжение постоянного тока, которое регистрируется на диаграммной ленте.
Контроль смеси по оптической плотности
Спектрофотометрический метод измерения концентрации нефтепродуктов для различных парных сочетаний последова тельно перекачиваемых нефтепродуктов (бензин —бензин, бен зин —дизтопливо, дизтопливо —дизтопливо) построен на раз личии оптических плотностей разных марок нефтепродуктов, измеренных в ультрафиолетовой области спектра.
На рис 5.16 приведена структурно-функциональная схема информационно-измерительной системы «Компаунд», в кото-
245
рую входят: два ультрафиолетовых абсорбционных фотометра 3 типа ФА-1, разнесенных по нефтепродуктопроводу на расстоя ние 10... 15 км, заведомо превышающее длину потока смеси неф тепродуктов, и устройство контроля, управления и обработки информации 7типаУКУ.
Рис. 5.16. Структурно-функциональная схема ИИС «Компаунд»:
1 ,2 ,4 —элементы отбора и подготовки пробы; 3 —ультрафиолетовый абсорб ционный фотометр; 5, 6 — каналы телемеханики; 7 —устройство контроля, управления и обработки информации
На выносном (ВКП) и местном (МКП) контрольных пунк тах устанавливаются фотометры ФА-1, элементы отбора и под готовки пробы 1, 2, 4, а в операторной —устройство контроля, управления и обработки информации. Управление и получение информации с ВКП осуществляется по каналам телемеханики 5, 6 типа ТМ —800 В.
Определение концентраций нефтепродуктов производится следующим образом: при прохождении смеси нефтепродуктов через кюветы фотометра ФА-1 (ВКП) на диаграмме регистрирую щего прибора типа КСП-4 записывается график, показываю щий качественный характер изменения концентрации смеси. Значения оптической плотности снимаются оператором с гра фика смеси на ВКП и вводятся в блок обработки информации 7, что приводит к установлению в устройстве 7диапазона изме нения на массовой концентрации 0...100 %. При прохождении этой смеси через кювету фотометра ФА-1, установленного на
246
МКП, происходит автоматическое измерение плотности смеси и вычисление концентраций КАтлКБс записью значений на диа грамме прибора.
Контроль смеси с помощью индикаторов
Сущность индикаторного метода заключается в том, что в зону контакта двух последовательно перекачиваемых жидкос тей помещается вещество-индикатор, которое распределяется по длине зоны смеси в соответствии с законами распределения примеси (рис. 5.17).
Рис. 5.17. Распределение примеси подлине смеси
По мере продвижения по трубопроводу зона распростране ния индикатора увеличивается в обе стороны, совпадая по раз мерам с зоной смеси перекачиваемых жидкостей.
Между законами продольного распространения индикато ров и образования смеси существует достаточно строгая связь, позволяющая по концентрации вещества-индикатора находить концентрации последовательно перекачиваемых жидкостей.
В качестве веществ-индикаторов могут применяться радио активные изотопы, красители, галлоидированные углеводоро ды и др.
Еще в 1956 г. в нашей стране были проведены промышлен ные испытания по контролю смеси тракторного керосина и диз-
247
топлива с помощью радиоактивных изотопов сурьмы-124. Радиоактивность смеси измеряли при помощи счетчиков, уста новленных снаружи нефтепродуктопровода. Впоследствии у нас в стране и за рубежом для этих целей применяли радиоактивные изотопы кобальта-60, йода-126, бария-140 и др.
К радиоактивному индикатору предъявляются следующие требования:
1)он должен обеспечивать необходимую мощность излучения;
2)период его полураспада не должен быть очень большим (ина че нефтепродукт длительное время будет радиоактивным)
иочень малым (в противном случае это осложнит контроль).
В1965 г. в США были опубликованы результаты испытаний флуоресцентных веществ для контроля смеси. В качестве люми нофора использовалась органическая краска «Oil Color-131», хо рошо растворимая в бензине и керосине.
В1968 г. на VII симпозиуме по газовой хроматографии в Ко пенгагене были сообщены результаты испытаний контроля смеси
спомощью галлоидопроизводных индикаторов (СС14, SF и др.). Проба смеси нефтепродуктов в пункте контроля поступала в хро матограф для определения в ней концентрации индикатора.
В1973 г. в МИНХ и ГП им. Губкина была проведена экс периментальная проверка возможности применения краси телей в качестве индикаторов для контроля последовательной перекачки автомобильных неэтилированных бензинов. Уста новлено, что наиболее целесообразно использовать в качестве красителя жировой фиолетовый атрахиновый краситель. Он вы пускается в нашей стране, экономичен в применении и не ухуд шает свойств перекачиваемых бензинов. Оптическую плотность смеси нефтепродуктов с красителем можно измерять при помо щи автоматических калориметров непрерывного действия, на пример, АКН-57.
Применение различных веществ в качестве индикаторов поз воляет осуществлять контроль последовательной перекачки жидкостей независимо от различия их физических свойств.
К индикаторам предъявляется ряд общих требований: они не должны вступать в химическую реакцию с нефтепродуктами,
выпадать в осадок, оседать на внутренней стенке трубопровода, вредно воздействовать на эксплуатационный персонал; долж ны быть дешевыми, применение их для контроля не должно вы звать усложнения и значительного удорожания перекачки.
Существуют также приборы контроля смеси, основанные на различии вязкости, температуры вспышки и иных параметров последовательно перекачиваемых нефтепродуктов.
В табл. 5.1 приведена сравнительная характеристика методов контроля смеси. Из нее видно, что наибольшей точностью обла дает метод контроля смеси по оптической плотности, наименее точны методы определения концентрации по скорости распро странения ультразвука и по диэлектрической проницаемости.
Таблица 5.1
Сравнительная характеристика известных методов контроля смеси
|
|
|
|
М етод контроля |
|
||
|
|
|
|
|
|
по |
по диэлек |
Параметр |
|
по оптичес |
по плот |
|
скорости |
||
|
по вязкос |
распростра |
трической |
||||
|
|
|
кой плотно |
ности, |
|||
|
|
|
ти, мм2/с |
нения уль |
проницае |
||
|
|
|
сти |
кг/м3 |
|||
|
|
|
|
тразвука, |
мости |
||
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
м /с |
|
Максимальный диа |
|
|
|
|
|
||
пазон изменения по |
|
|
|
|
|
||
казателей нефтепро |
|
|
|
|
|
||
дуктов для смеси: |
|
|
705...860 0,55-8,00 1130-1390 |
1,82...2,10 |
|||
бензин —дизтопливо 0,925...1,155 |
|||||||
бензин —бензин |
|
0,025...0,430 |
705-750 0,55-0,67 1130-1190 |
1,82...1,94 |
|||
дизтопливо — |
|
0,755-1,155 |
825-860 |
2,20-8,00 |
1375-1390 2,05...2,10 |
||
дизтопливо |
|
|
|
|
|
|
|
Относительная |
по |
|
|
|
|
|
|
грешность (% |
по |
|
|
|
|
|
|
объему) для смеси: |
|
±1,4 |
±2,6 |
±13,3 |
+ 18,7 |
||
бензин - |
дизтопливо |
±1,1 |
|||||
бензин - |
бензин |
|
+1,1 |
+4,2 |
+18,9 |
+49,0 |
+40,0 |
дизтопливо - |
|
+3,0 |
+6,1 |
+3,4 |
+50,0 |
+50,0 |
|
дизтопливо |
|
|
|
|
|
|
5.9. Физико-химические показатели нефтепродуктов
иих изменение при смешении
По нефтепродуктопроводам перекачивают автомобильные бензины, дизельные топлива, тракторный керосин, топливо для реактивных двигателей, топливо печное бытовое.
В качестве источников тепловой энергии для двигателей внут реннего сгорания применяют, в основном, бензин и дизельное топливо. Их эксплуатационные свойства зависят от химическо го состава и физических свойств, которые определяются качес твом нефти, технологией ее переработки, а также применяемы ми присадками и специальными добавками.
Бензины автомобильные
По трубопроводам транспортируются автомобильные бензи ны марок А-76, А-80 и АИ-92. Все бензины делятся на следую щие виды:
летние, предназначенные для применения во всех районах, кроме северных и северо-восточных, в период с 1 апреля по 1 октября; в южных районах —в течение всех сезонов; зимние, предназначенные для применения в течение всех се зонов в северных и северо-восточных районах; с 1 октября по 1 апреля —в остальных районах.
Эксплуатационные свойства автомобильных бензинов опре деляются, в основном, их детонационной стойкостью, фрак ционным составом, химической стабильностью, содержанием серы (табл. 5.2).
Детонационная стойкость — наиболее важный показатель, характеризующий качество автомобильного бензина. Дето национная стойкость бензинов выражается в октановых чис лах (ОЧ), определяемых на специальных установках моторным (ГОСТ 511-82) или исследовательским (ГОСТ 8226-82) методом, а также методом детонационных испытаний на автомобильных двигателях в стендовых и дорожных условиях (ГОСТ 10373-75). Октановое число бензина равно процентному содержанию изо октана в смеси с н-гептаном, эквивалентной по детонационной стойкости испытуемому бензину.