Способ измерения расхода нефти и нефтепродуктов. Измерение расхода нефти


Измерение - расход - нефть

Измерение - расход - нефть

Cтраница 2

Скоростные водомеры Вольтмана изготовляются для холодной воды с температурой до 30 С и для горячей воды с температурой до 90 С; последние могут служить также для измерения расхода нефти, где не требуется большая точность измерения.  [16]

Существует ряд конструкций объемных счетчиков для измерения количества жидкостей: дисковые, с овальными шестернями, поршневые и др.; на металлургических заводах такие счетчики применяют сравнительно редко и главным образом для измерения расхода нефти и воды.  [17]

Находят применение также этиленгликоль, дибутилфталат [ О27 ], а также предельные углеводороды. При измерении расхода нефти, различных ее продуктов и масел в качестве разделительной жидкости может быть применен раствор соды в воде.  [18]

Наиболее важными и сложными являются вопросы оперативного учета газонасыщенной нефти и безрезервуарного учета товарной нефти. Эти две основные задачи измерения расхода нефти в значительной мере различны, так как различны не только требования к точности измерения, но и физико-химические свойства измеряемых сред.  [19]

Измерение продукции скважин, имеющее исключительно важное значение для контроля и регулирования разработки месторождений 2, ведется на разных нефтедобывающих предприятиях пока по-разному. Наиболее простыми и вместе с тем точными способами измерения расхода нефти и воды являются объемный и весовой ( массовый) способ.  [20]

Турбинные расходомеры капли широкое применение практически во всех отраслях промышленности, где требуется проивводить намерение расхода жидкости. Также широко применятся они и в нефтяной промышленности для измерении расхода нефти при добыче и транспорте ее.  [21]

Представляются более целесообразными методы оценки требуемой точности измерения на основе экономических критериев. Однако они должны быть использованы не для непосредственного определения требуемой точности измерения расхода газопасыщеи-ной нефти, поступающей из отдельных скважин, а для оценки требуемой точности измерения потока продукции всех скважин месторождения. Причем точность определения суммарной производительности месторождения по замерам отдельных скважин должна быть равна точности при товарном учете добытой нефти.  [22]

Представляются более целесообразными методы оценки требуемой точности измерения на основе экономических критериев. Однако они должны быть использованы не для непосредственного определения требуемой точности измерения расхода газонасыщеи-ной нефти, поступающей из отдельных скважин, а для оценки требуемой точности измерения потока продукции всех скважин месторождения. Причем точность определения суммарной производительности месторождения по замерам отдельных скважин должна быть равна точности при товарном учете добытой нефти.  [23]

Но при углах поворота, бо лыпих чем 60 - 65, и при измерении расхода газа амплитуда вибраций может резко возрасти. Там же рекомендуется для уменьшения вязкого трения заострять все кромки поворотного диска или другого вида лопасти до 0 2 - 0 5 мм. При измерении расхода нефти, содержащей смолистые вещества, грязь и парафин, небольшие вибрации лопасти необходимы для ее самоочистки.  [25]

Следует отметить, что совершенствование МВИ является не отвлеченной теоретической задачей, а проблемой государственного масштаба, имеющей большое значение для подъема отечественной экономики. Это обусловлено большими потерями, которые в настоящее время несут государство и хозяйствующие субъекты из-за низкой точности измерений, обеспечиваемой действующими МВИ. Например, погрешность измерений расхода нефти на уровне 3 - 5 % при ее транспортировке и расчетах с потребителем означает, что до 10 % от общего объема добычи нефти исключается из коммерческого оборота. Вследствие этого ежегодные потери нефтегазовых компаний России из-за недостоверности измерений при коммерческом учете нефти составляют до 2 млрд. долларов США и примерно столько же - при учете газа и нефтепродуктов.  [26]

Это время обратно пропорционально скорости ультразвука с. Устройство Ик осуществляет деление сигнала А на квадрат сигнала Лс, в результате чего на измерительный прибор ИП подается сигнал, пропорциональный 2Lucosa, уже не зависящий от скорости ультразвука с. Приборы, построенные по этой схеме одной французской фирмой, для измерения расхода нефти порядка 600 - 1200 м3 / ч дают погрешность менее 1 % при вязкости нефти, лежащей в пределах 2 - 10 - 6 - 2 - 10 - 5 м2 / с ( 2 - 20 сСт) и температуре 10 С.  [27]

Индукционные расходомеры пригодны для измерения расхода растворов агрессивных кислот, щелочей и других жидкостей, имеющих удельную электропроводность не менее 10 - 4 ом - см-1. Не пригодны для измерения расхода нефтей и нефтепродуктов, имеющих очень малую удельную электропроводность.  [29]

Преобразователями расхода у рассматриваемых приборов являются сосуды с отверстиями истечения. Обычно они изготовляются индивидуально на месте монтажа. Расходомеры переменного уровня удобны для измерения расхода агрессивных жидкостей, а также жидкостей, содержащих взвеси и смешанных с газами. Они применяются для измерения расхода нефти [10, 12], серы [4, 7], различных пульп и суспензий [16], сточных вод и загрязненных жидкостей [13], а также во многих химических производствах.  [30]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

Способ измерения расхода нефти и нефтепродуктов

 

Сущность изобретения: через перекачиваемую среду пропускают несколько ультразвуковых лучей по крайней мере в трех разных плоскостях по потоку и одновременно проводят -сканирование среды. Измеряют скорости среды V1, V2, V3 в этих плоскостях, по которым вычисляют интегральную скорость потока V. По затуханию интенсивности потока -излучения и измерений скорости звука C1, C2, C3 вычисляют плотность среды, а также определяют тип или марку перекачиваемого продукта. С помощью одноразового предварительного сканирования -излучением определяют площадь сечения измерительного участка. 1 ил.

Изобретение относится к методам бесконтактного измерения.

Известен способ измерения массового расхода двухфазных сред (Кремлевский П. П. Измерение расхода многофазных потоков. Л.: Машиностроение, 1982 г.), основанный на одновременном измерении средней скорости потока и его плотности. При его реализации скорость определяется акустическим методом, основанном на непрерывном излучении через движущуюся среду двух ультразвуковых (УЗ) сигналов в противоположных направлениях и в сравнении разности фаз сигналов, которая пропорциональна скорости потока. Плотность потока измеряется радиоизотопным методом, основанном на измерении ослабления -излучения. Известен способ бесконтактного определения массового расхода нефтегазовой смеси (Roach G.I. et al. Muitphase Flowmeter for Oil Water a Gas by Dual Energy Gamma-Ray Transmission. Nucl. Geophys. vol. 8, N 3, p. 225, 1994), основанный на регистрации ослабления пучка прямого гамма-излучения от радионуклидных источников и использующий взаимно корреляционный метод для измерения скорости потока. Погрешность определения массового расхода указанным способом составляет 8,9% для нефти, 6,2% для газа, что также не может быть достаточно высокую точность измерений. Недостатком ультразвуковых методов бесконтактного измерения расхода является сравнительно невысокая точность измерений (около 2%) (см., например, Кремлевский П.П. Расходомеры и счетчики количества. Л.: Машиностроение, 1989 г.). Техническим результатом предлагаемого способа является повышенная точность бесконтактных измерений массового расхода (около 0,3%), достигающаяся за счет измерения плотности жидкости, учета эпюры скоростей потока перекачиваемой среды, учета доли газовой фракции в среде перекачиваемого продукта, учета геометрического фактора предварительным одноразовым сканированием соответствующего участка трубопровода, применением корреляционного метода обработки данных. Техническим результатом является также и то, что способ дает возможность оперативно определять тип или марку перекачиваемого продукта. Технический результат заключается также в существенном повышении надежности измерения массового расхода, так как плотность среды измеряется одновременно по скорости звука и ослаблению интенсивности потока гамма-квантов. Повышенная точность достигается дополнительной многоканальной обработкой полученных значений скорости движения среды корреляционным методом с высокой частотой опроса (до 10 Гц), а также за счет предварительного одноразового сканирования измерительного участка трубопровода с определением его площади поперечного сечения. Пространственное ультразвуковое поле формируют в виде по крайней мере трех ультразвуковых лучей в трех разных плоскостях по потоку жидкости, производят соответственно три измерения скорости среды, учитывая тем самым непостоянство по сечению трубопрвода эпюры скоростей. Кроме того, формируют четвертый ультразвуковой луч, направленный перпендикулярно потоку среды, и производят одновременное измерение скорости звука в перекачиваемой среде и измерение затухания интенсивности потока гамма-излучения в среде и по полученным данным судят о типе перекачиваемой среды, в частности о марке нефтепродукта. Измерения по "прямому" лучу (d-d), перпендикулярному оси трубопровода, свободны от некоторых погрешностей, возникающих из-за неточного знания геометрических параметров, закладываемых в ультразвуковой расхдомер. По прямому лучу d-d совершаются коррекции заложенных в ультразвуковой расходомер геометрических параметров трубопровода так, чтобы измерения скорости звука по лучам a-a, b-b, c-c систематически не уклонялись друг от друга. За счет выделения флюктуирующих частей сигналов многоканального ультразвукового расходомера появляется еще один многоканальный (корреляционный) расходомер. Для реализации необходимо, чтобы сигналы УЗ-расходомера опрашивались с достаточно высокой частотой и представлялся достаточно большим числом цифровых разрядов. Все измерения физических параметров в данном способе производятся с частотой 10 Гц и разрядностью цифрового представления, обеспечивающей точность по любому из параметров не хуже 0,2%. Кроме того, в УЗ-канале заложены измерения числа сбойных событий, зарегистрированных при измерениях времени прохода УЗ-лучом расстояния между парой УЗ-головок за время t(1, 2, 3 - троированные измерения, полученные по каждому из УЗ-лучей). Случайные процессы 1, 2, 3 должны коррелировать с измерениями доли газовой фазы - , так как сбои УЗ-расходомера происходят из-за наличия газовых включений в потоке перекачиваемой жидкости. Эти корреляции должны увеличить достоверность вывода о наличии в данный момент в трубопроводе газовой фазы. Локальные флюктуации скорости потока возникают из-за турбулентных вихрей, которые перемещаются в потоке со средней скоростью, близкой к средней скорости потока. При турбулентном режиме течения потока, скорость перемещения турбулентных вихрей, как протяженных в поперечном направлении трубопровода пространственных образований, мало зависит от эпюры скоростей потока и числа Рейнольдса. Таким образом имеются два класса измерений средней скорости потока - детерминированный - Vda, Vdb, Vdc и корреляционный - Vka-b, Vkb-c, Vka-c. Каждый класс содержит свои закономерности по систематическим и случайным погрешностям измерений средней скорости. Результирующая средняя скорость потока, является линейным преобразованием всех шести измерений Коэффициенты (A, B, C, D, E, F) минимизируют случайные погрешности и "взвешивают" измерения в соответствии с их точностной ценностью, а систематические погрешности каждого из методов компенсируются параметрами V ... . Их численное значение определяется в калибровочных, метрологических условиях на эталонном проливочном стенде. Предварительное одноразовое сканирование сечения трубопровода осуществляют гамма- и ультразвуковым излучением с погрешностью не хуже 0,1%. Таким образом, с помощью гамма-поля радиоактивного источника в гамма-плотномере измеряются два параметра, каждый не хуже, чем 0,1%: - плотность жидкости и - доля газовой фракции. В многолучевом ультразвуковом расходомере измеряются: скорость звука в перекачиваемой жидкости (C1, C2, C3 - троированные измерения) и скорости перекачиваемой жидкости (V1, V2, V3 - три измерения скорости в трех продольных сечениях). По измерениям V1, V2, V3 вычисляется интегральная скорость V, которая учитывает непостоянство по сечению трубопровода эпюры скоростей, за счет чего точность параметра V - не хуже 0,2%. Массовый расход вычисляется по формуле Q = V(1-)S, где S - поперечное сечение трубопровода. В результате указанная совокупность и последовательность действий и приемов в процессе измерения расхода перекачиваемой среды позволяет достигнуть указанные технические результаты. На чертеже показаны размещения источников и детектора гамма-плотномера и типичный вариант размещения приемопередающих ультразвуковых головок при реализации данного способа. Способ осуществляется следующим образом. Перекачиваемая среда 1 по трубопроводу 2 сканируется гамма- и ультразвуковыми излучениями с помощью соответственно гамма-плотномера 6 и многолучевого ультразвукового расходомера 9. Все измерения физических параметров перекачиваемой среды 1 (плотность - , скорости в трех сечениях V1, V2, V3, интегральная скорость - V, троированные измерения скорости звука С1, С2, С3, объемная доля газовой фракции - ) обрабатываются как традиционными (детерминированными) методами, так и статистическими (корреляционными) методами. Пример реализации способа. Три пары приемоизлучающих ультразвуковых головок 7 (a-a, b-b, c-c на чертеже) расположены в трех плоскостях, параллельных оси симметрии трубопровода 2 диаметром до 530 мм и проходящих соответственно через диаметр и две хорды поперечного сечения трубопровода. В продольном направлении перечисленные пары головок разнесены на расстоянии L1 и L2. Такое расположение позволяет, с одной стороны, восстановить реальную эпюру скоростей потока, что минимизирует погрешность вычисления интегральной скорости V = F(Va, Vb, Vc), с другой стороны - позволяет оценивать взаимным корреляционным методом три времени транспортного запаздывания T1,1, T1,2, T1,1+1,2. Эти времена при известных расстояниях L1 и L2 используются для уточнения интегральной скорости V. При этом многоканальную обработку полученных значений скорости среды по трубопроводу корреляционным методом производят на частоте опроса 10 Гц. Усредненная скорость звука по таблице соответствия C , где - плотность перекачиваемой среды 1, используется для определения марки продукта (нефть, бензины, мазут, дизельное топливо). Измерения плотности перекачиваемого продукта - и доли газовой фракции - с погрешностями не хуже, чем 0,1%, производится гамма-плотномером. Он состоит из трех источников гамма-излучения 4 с изотопом цезий-137 активностью 109 Бк и блока детектирования 3 на сцинтилляционном кристалле NaJ(Ti) размером 6363 мм (см. чертеж). Вычисления параметров и производятся известным методом (см., например, M.D. Rebgetz, J.S. Watt, Determination of the Volume Fractions of Oil, Water and Gas by Dual Energy Gamma-ray Transmission, Nucl. Geophys. v. 5, N 4, p. 479 - 490, 1991). Метод основан на регистрации ослабления прямого гамма-излучения от источника "f" с энергией 661 кэВ и гамма-излучения от двух источников "e-e" в "мягком" энергетическом диапазоне энергией до 400 кэВ. Известное расстояние L3 от плоскости гамма-сканирования до ближайшей пары ультразвуковых головок "c-c" используется для вычисления времени транспортного запаздывания TL3 из взаимной корреляционной функции между флюктуациями скорости и флюктуациями плотности перекачиваемой среды. По времени TL3 уточняется значение интегральной скорости потока V. Этот же гамма-плотномер совместно с ультразвуковым толщиномером применяется для одноразового предварительного сканирования участка трубопровода с целью измерения его поперечного сечения (S). Таким образом точность измерения массового расхода Q = V(1-)S в числовом выражении составит величину не более 0,3%.

Формула изобретения

Способ измерения расхода нефти и нефтепродуктов путем излучения и приема ультразвуковых импульсов по нескольким акустическим каналам по и против потока перекачиваемой среды, с последующим вычислением интегральной скорости потока, плотности среды и объемной доли газовой фракции, отличающийся тем, что осуществляют одноразовое сканирование геометрических размеров измерительного сечения трубопровода -излучением или ультразвуковым излучением, создают пространственное ультразвуковое поле в виде по крайней мере трех ультразвуковых лучей в трех разных плоскостях по потоку перекачиваемой среды и производят три измерения скорости среды v1, v2, v3 в этих плоскостях, по которым вычисляют интегральную скорость потока, при этом одновременно с формированием ультразвукового поля проводят непрерывное -сканирование среды, измеряют затухание интенсивности потока -излучения и скорость звука c1, c2, c3 и по полученным данным вычисляют плотность перекачиваемой среды.

РИСУНКИ

Рисунок 1

www.findpatent.ru

 

Полезная модель относится к средствам измерения расхода жидких продуктов, в частности к средствам измерения расхода нефтепродуктов.

Целью предлагаемой полезной модели является повышение точности определения содержания нефти в нефтеводяной смеси.

Полезная модель реализуется следующим образом. Измеритель расхода нефти устанавливают на вертикальном участке трубопровода. Далее пускают нефтеводяную смесь по трубопроводу через измерительную секцию 14. Нефтеводяная смесь поступает в сужающее устройство 2. В этот момент происходит измерение перепада давления датчиком давления 1 и измерение скорости потока первым 3 и вторым 12 ультразвуковыми преобразователями.. После нахождения времен распространения акустических волн по потоку и против потока нефтеводяной смеси, блок измерения скорости потока 11 вычисляется скорость потока смеси по формуле Vw=2*L0*(t1-t2)/(t 1+t2). Блок измерения скорости потока 11 передает сигнал, содержащий информацию о скорости потока к блоку вычисления 9. В момент измерения скорости потока, датчик давления 1 производит измерение изменения давления. Измерение давления основано на измерении разности давлений в двух последовательных точках измерительной секции, то есть на входе сужающего устройства 2, и в сужающем устройстве 2. Далее происходит измерение температуры и содержания воды. Соответствующие сигналы от датчика температуры 4 передаются в блок вычисления 9. Измерение содержания воды производится датчиком содержания воды 5. Блок измерения содержания воды 6 вычисляет процентное содержание воды в смеси. Из блока измерения содержания воды 6 сигнал о содержании воды передается в блок вычисления 9. Блок вычисления 9 производит вычисление расхода нефти, а также процентное содержание воды в смеси и общий расход нефтеводяной смеси.

Область техники

Полезная модель относится к средствам измерения расхода жидких продуктов, в частности к средствам измерения расхода нефтепродуктов.

Уровень техники

Известно устройство- расходомер (см. http://www.promrezerv.ru/).

В состав известного устройства входят ультразвуковые преобразователи, корпус в виде отрезка трубы с фланцами на торцах трубы, блок электроники. Ультразвуковые преобразователи крепятся на внешней поверхности трубы, и подключаются с помощью специального кабеля к блоку электроники. Сравнивая время прохождения сигнала по и против направления течения потока, прибор автоматически вычисляется скорость.

Недостатками известного технического решения являются недостаточная точность определения содержания нефти в нефтеводяной смеси.

Целью предлагаемой полезной модели является повышение точности определения содержания нефти в нефтеводяной смеси.

Поставленная цель достигается за счет того, что в измерителе расхода нефти, содержащем измерительную секцию, дифференциальный манометр, датчик температуры, датчик содержания воды, блок измерения скорости потока, блок измерения давления, блок измерения содержания воды, блок вычисления, причем измерительная секция выполнена в виде трубы с расположенными в ней сужающим устройством, а также датчиком температуры, дифференциальным манометром, датчиком содержания воды, первый и второй ультразвуковые преобразователи соединены с блоком измерения скорости потока, дифференциальный манометр соединен с блоком измерения давления, датчик температуры соединен с блоком вычисления, датчик содержания воды соединен с блоком измерения содержания воды, в состав которого входят генератор, усилитель, блок согласования, блок автоматической регулировки усиления, детектор напряжения и детектор тока, причем генератор соединен с усилителем, который соединен с блоком автоматической регулировки усиления, соединенным с генератором, и с блоком согласования, соединенным с датчиком содержания воды, с которым соединены также детектор напряжения и детектор тока, детектор напряжения и детектор тока, блок измерения давления, блок измерения скорости потока соединены с блоком вычисления, первый и второй ультразвуковые преобразователи установлены друг относительно друга с обеспечением возможности обмена ими акустическими сигналами друг с другом через внутреннее пространство трубы в сужающем устройстве так, что распространение акустических сигналов происходит под углом к измеряемому потоку, а дифференциальный манометр установлен с обеспечением возможности измерения разности давления вне сужающего устройства и внутри него.

Краткое описание чертежей

Полезная модель поясняется чертежами (фиг.1-4). На фиг.1 изображена принципиальная схема устройства, на фиг.2 изображена измерительная секция с датчиками, на фиг.3 изображен продольный разрез датчика содержания воды, на фиг.4 изображена принципиальная схема блока измерения содержания воды.

Раскрытие полезной модели

На чертежах обозначены: датчик давления 1, сужающее устройство 2, первый ультразвуковой преобразователь 3, датчик температуры 4, датчик содержания воды 5, блок измерения содержания воды 6, блок измерения давления 7, блок памяти 8, блок вычисления 9, блок питания 10, блок измерения скорости потока 11, второй ультразвуковой преобразователь 12, провода 13, измерительная секция 14, шестое отверстие 15, стакан 16, первое отверстие 17, третье отверстие 18, пятое отверстие 19, внутренняя поверхность 20, второй фланец 21, второе отверстие 22, пьезокерамика 23, первый фланец 24, втулка 25, стержень 26, четвертое отверстие 27, чехол 28, антенна 29, генератор 30, усилитель 31, детектор напряжения 32, детектор тока 33, блок согласования 34, блок автоматической регулировки усиления 35.

Основными элементами расходомера являются измерительная секция 14, ультразвуковой измеритель скорости потока, датчик давления 1, датчик температуры 4, сужающее устройство 2, датчик содержания воды 5, блок измерения давления 7, блок измерения содержания воды 6 и блок вычисления 9.

Здесь и далее под вертикальным понимается направление, параллельное вектору силы тяжести, под горизонтальным понимается направление, перпендикулярное вектору силы тяжести. Направление «сверху вниз» принимается совпадающим с направлением вектора силы тяжести.

Измерительная секция 2 представляет собой отрезок трубы цилиндрической формы. К противоположным краям измерительной секции 2 приварены первый 24 и второй 21 фланцы в виде дисков с отверстиями. В стенках измерительной секции 2 выполнены пять отверстий. В первом фланце 24 выполнено шестое отверстие 15, причем ось шестого отверстия 15 перпендикулярна оси измерительной секции 2. Под осью измерительной секции 2 понимается ось отрезка трубы. Первое отверстие 17 и второе отверстие 22 расположены вблизи первого фланца 24. Первое 17 и второе 22 отверстия расположены соосно, причем их оси расположены под углом 45 градусов к оси измерительной секции 2. Оси остальных отверстий расположены перпендикулярно оси измерительной секции 2. Оси третьего отверстия 18 и пятого отверстия 19 параллельны. Первое отверстие 17, третье отверстие 18 и пятое отверстие 19 расположены последовательно от первого фланца 24 до второго фланца 21. Ось четвертого отверстия 27 расположена перпендикулярно к осям третьего 18 и пятого 19 отверстий. Четвертое отверстие 27 расположено вблизи второго фланца 21. Отверстия могут быть получены сверлением.

Внутри измерительной секции 14 установлено сужающее устройство 2. Сужающее устройство 2 предназначено для получения перепада давления в измерительной секции 14. Сужающее устройство 2 представляет собой две пластины, присоединенные к внутренней поверхности 20 измерительной секции 14. Пластины расположены симметрично относительно оси измерительной секции 14. Каждая пластина представляют собой тело сложной формы, имеющая закругление на концах. В частном случае пластины имеют овалоподобную форму. Пластины расположены на участке между первым фланцем 24 и пятым отверстием 19. Пластины расположены параллельно друг другу, образуя канал постоянной высоты. По мере продвижения вдоль измерительной секции 1 4 от начала сужающего устройства 2 до его конца, в поперечном сечении, расстояние между пластинами изменяется. Пластины сужающего устройства 2 образуют щелевой канал с двумя параллельными стенками. Две другие стенки канала являются частью внутренней поверхностью 20 измерительной секции 14 и имеют дугообразную форму. Пластины образуют щелевой канал, меняющий свое сечение. На участке от первого фланца 24 до первого отверстия 17 канал плавно изменяет свое сечение до щелевого канала шириной 18 мм. На участке от первого отверстия 17 до второго отверстия 22 щелевой канал имеет постоянную ширину 18 мм. На участке от второго отверстия 22 до третьего отверстия 18 щелевой канал изменяет свою ширину от 18 мм до 5 мм. От третьего отверстия 18 канал плавно переходит в круглое сечение, до размера внутреннего диаметра трубы.

К измерительной секции 14 присоединен ультразвуковой измеритель скорости потока нефтеводяной смеси. Ультразвуковой измеритель скорости потока нефтеводяной смеси состоит из первого 3 и второго 12 ультразвуковых преобразователей и блока измерения скорости потока 11. Первый 3 и второй 12 ультразвуковые преобразователи состоят из стаканов 16 и размещенных в них дисков пьезокерамики 23, например ЦТС-19. Стаканы 16 представляют собой прямые цилиндры. Стаканы 16 размещены соосно друг другу и под углом 45 градусов к оси измерительной секции 14. Ось одного стакана 16 совпадает с осью первого отверстия 17, ось другого стакана 16 совпадает с осью второго отверстия 22. Один стакан 16 размещен в первом отверстии 17 измерительной секции 14, другой стакан 16- во втором отверстии 22 измерительной секции 14. Стаканы 16 присоединены к измерительной секции 14. Присоединение стаканов 16 к измерительной секции 14 осуществлено с обеспечением герметичности, например, при помощи сварки. Стаканы 16 выполнены из стали и закрыты с одного торца материалом, позволяющим передавать излучение от первого 3 и второго 12 ультразвуковых преобразователей в поток смеси.

Первый 3 и второй 12 ультразвуковые преобразователи выполнены стандартным образом. Первый 3 и второй 12 ультразвуковые преобразователи расположены таким образом, что акустическая волна от первого ультразвукового преобразователя 3 принимается вторым ультразвуковым преобразователем 12, причем направление распространения акустической волны параллельно пластинам сужающего устройства 2. Первый 3 и второй 12 ультразвуковые преобразователи соединены с блоком измерения скорости потока 11. Блок измерения скорости потока 11 производит вычисление скорости потока методом измерения разности времени распространения импульса акустических волн от первого ультразвукового преобразователя 3 ко второму ультразвуковому преобразователю 12 или от второго ультразвукового преобразователя 12 к первому ультразвуковому преобразователю 3, т.е. по движению потока и против движения потока смеси. Блок измерения скорости потока 11 также передает сигналы первому 3 и второму 12 ультразвуковым преобразователям для их своевременного срабатывания.

К измерительной секции 14 присоединен датчик содержания воды 5, представляющий собой антенну 29. Антенна 29 соединена с блоком измерения содержания воды 6. Антенна 29 соединена с блоком измерения содержания воды 6 посредством стержня 26. Датчик содержания воды 6 расположен в трубе, при этом стержень 26 пропущен через четвертое отверстие 27. Блок измерения содержания воды 6 расположен с внешней стороны измерительной секции 14. Антенна 29 представляет собой СВЧ излучатель дипольного типа, покрытый фторопластовой оболочкой. Стержень 26 расположен во втулке 25. Втулка 25 присоединена к измерительной секции 14 с обеспечением герметичности соединения. Один конец втулки 25 расположен в четвертом отверстии 27. Стержень 26 расположен вертикально. Антенна 29 представляет собой пластину прямоугольной формы. Антенна 29 расположена в чехле 28. Чехол 28 в продольном сечении представляет собой прямоугольник, имеющий уширения в районе углов. В поперечном сечении чехол 28 представляет собой прямоугольник с расширениями на противоположных краях. Чехол 28, с расположенной в нем антенной 29, установлен внутри измерительной секции 14 в распор и ориентирован широкой поверхностью параллельно потоку.

Блок измерения содержания воды состоит из генератора 30, усилителя 31, блока согласования 34, блока автоматической регулировки усиления 35 (далее блок АРУ), детектора тока 33 и детектора напряжения 32.

Генератор 30 соединен с усилителем 31, усилитель 31 соединен с блоком согласования 34. Блок согласования 34 соединен с антенной 29 и блоком АРУ 35, блок АРУ 35 соединен с генератором 30. Детектор тока 33 и детектор напряжения 32 соединены с антенной 29 посредством стержня 26. Соединение всех элементов электронного блока осуществлено посредством проводов 13.

Детектор тока 33 представляет собой стандартное устройство, предназначенное для детектирования тока в необходимый пользователю сигнал, содержащий информацию о токе. Детектор напряжения 32 представляет собой стандартное устройство, предназначенное для детектирования тока в необходимый пользователю сигнал содержащий информацию о напряжении. Детектор тока 33 и детектор напряжения 32 соединены с блоком вычисления 9.

Генератор 30 представляет собой стандартной устройство, предназначенное для генерирования высокочастотного сигнала. В частном случае генератор 30 представляет собой СВЧ генератор.

Усилитель 31 представляет собой стандартное устройство. Усилитель 31 осуществляет увеличение энергетических параметров входного сигнала.

Блок согласования 34 представляет собой стандартное устройство. Блок согласования 34 обеспечивает согласование входного сопротивления антенны 29 с входным сопротивлением от усилителя 31.

Блок АРУ 35 автоматически поддерживает сигнал на постоянном уровне и представляет собой стандартное устройство.

В третьем 18 и шестом 15 отверстиях расположен датчик давления 1. Датчик давления 1 представляет собой дифференциальный манометр, выполненный стандартным образом. Датчик давления 1 предназначен для регистрации перепада давления на сужающем устройстве 2. Датчик давления 1 соединен с измерительной секцией 14 с обеспечением герметичности соединения. Датчик давления 1 соединен с блоком измерения давления 7. Блок измерения давления 7 предназначен для непрерывного преобразования изменения давления на сужающей устройстве 2 в токовый сигнал, предназначенный для дальнейшей его передачи и обработки.

В пятом отверстии 19 расположен датчик температуры 4. Датчик температуры 4 представляет собой стандартное платиновое термосопротивление. Датчик температуры 4 преобразует контролируемую величину (температуру) в сигнал, удобный для измерения, передачи, преобразования и хранения. Датчик температуры 4 соединен с блоком вычисления 9, который производит регистрацию температуры нефтеводяной смеси.

Блок питания 10 соединен с блоком измерения скорости потока 11, блоком измерения давления 7, блоком измерения содержания воды 6. Блок питания 10 обеспечивает электрическое питание всех блоков устройства.

Блок вычисления 9 соединен с блоком измерения скорости потока 11, блоком измерения давления 7, блоком измерения содержания воды 5. Блок вычисления 9 представляет собой устройство, определяющее искомый параметр (расход нефти) по известным формулам или по градуировочным таблицам значений зависимости искомого параметра от параметров, поступающих от блока измерения скорости потока 11, блока измерения давления 7 и блока измерения содержания воды 6 в блок вычисления 9. Блок вычисления 9 производит обработку поступивших данных от блока измерения скорости потока 11, блока измерения давления 7, блока измерения содержания воды 6, передает данные для отображения данных на соответствующем устройстве отображения, например, на мониторе. Блок вычисления 9 соединен с блоком памяти 8. В блок памяти 8 записывается необходимая пользователю информация, например информация, соответствующая значения содержания воды и нефти в смеси в зависимости от изменения давления, температуры, расхода смеси и скорости потока смеси, а также от избыточного давления, плотности смеси, вязкости смеси и других параметров.

В устройстве дополнительно может быть установлен датчик избыточного давления (на рисунке не показан). Для его установки дополнительно может быть выполнено отверстие в измерительной секции.

Осуществление полезной модели

Полезная модель реализуется следующим образом. Измеритель расхода нефти устанавливают на вертикальном участке трубопровода так, чтобы весь объем измерительной секции 14 был заполнен рабочей жидкостью. При помощи болтов соединяют один фланец трубопровода с первым фланцем 24 измерительной секции 14, другой фланец трубопровода соединяют со вторым фланцем 21 измерительной секции 14. Далее пускают нефтеводяную смесь по трубопроводу через измерительную секцию 14. Подключают соответственно элементы устройства к блоку питания 10.

При прохождении нефтеводяной смеси в измерительной секции 14 нефтеводяная смесь проходит через сужающее устройство 2. Нефтеводяная смесь поступает в сужающее устройство 2 с давлением, равным давлению напора нефтеводяной смеси в трубопроводе. При прохождении через сужающее устройство 2 давление нефтеводяной смеси увеличивается. В этот момент происходит измерение перепада давления датчиком давления 1 и измерение скорости потока первым 3 и вторым 12 ультразвуковыми преобразователями.

Измерение скорости потока смеси производится следующим образом. Блок измерения скорости потока 11 передает сигналы первому ультразвуковому преобразователю 3 на излучение акустической волны. Первый ультразвуковой преобразователь 3 излучает акустическую волну в сторону второго ультразвукового преобразователя 12 (под углом к измеряемому потоку). Второй ультразвуковой преобразователь 12 принимает акустическую волну. При принятии акустической волны вторым ультразвуковым преобразователем 12, акустическая волна преобразуется в токовый сигнал. Полученный токовый сигнал от второго ультразвукового преобразователя 12 передается в блок измерения скорости потока 11. Блок измерения скорости потока 11 регистрирует время распространения акустической волны между первым 3 и вторым 12 ультразвуковыми преобразователями. После чего, блок измерения скорости потока 11 передает сигнал второму ультразвуковому преобразователю 12 на излучение акустической волны. Второй ультразвуковой преобразователь 12 излучает акустическую волну. Первый ультразвуковой преобразователь 3 принимает акустическую волну. При принятии акустической волны первым ультразвуковым преобразователем 3, акустическая волна преобразуется в токовый сигнал. Полученный токовый сигнал от первого ультразвукового преобразователя 3 передается в блок измерения скорости потока 11. Блок измерения скорости потока 11 регистрирует время распространения акустической волны между первым 3 и вторым 12 ультразвуковыми преобразователями. После нахождения времен распространения акустических волн по потоку и против потока нефтеводяной смеси, блок измерения скорости потока 11 вычисляется скорость потока смеси по формуле Vw=2*Lo*(t1-t 2)/(t1+t2)2, где L 0-расстояние между первым 3 и вторым 12 ультразвуковыми преобразователями, t1, t2 - время распространения акустических волн против и по потоку смеси. После вычисления блоком измерения скорости потока 11, блок измерения скорости потока 11 передает сигнал, содержащий информацию о скорости потока к блоку вычисления 9.

В момент измерения скорости потока, датчик давления 1 производит измерение изменения давления. Измерение давления осуществляется следующим образом. Измерение давления основано на измерении разности давлений в двух последовательных точках измерительной секции, то есть на входе сужающего устройства 2, и в сужающем устройстве 2 (в месте наименьшей ширины щелевого канала, составляющей 5 мм). Соответствующие сигналы о разности от датчика давления 1 на сужающем устройстве 2 передаются в блок измерения давления 7. В блоке измерения давления 7 может производиться дополнительное преобразование сигналов от датчика давления 1, после чего соответствующие сигналы передаются в блок вычисления 9.

Далее происходит измерение температуры и содержания воды. Измерение температуры производится датчиком температуры 4. Соответствующие сигналы от датчика температуры 4 передаются в блок вычисления 9.

Измерение содержания воды производится датчиком содержания воды 5. Измерение содержания воды основано на изменении диэлектрической проницаемости нефтеводяной смеси. Измерение содержания воды производится следующим образом. К антенне 29 от генератора 30 подводится СВЧ сигнал через блок согласования 34 и стержень 26. От генератора 30 СВЧ сигнал проходит через усилитель 31. От усилителя 31 сигнал передается к блоку согласования 34. Для поддержания сигнала на постоянном уровне используется блок АРУ 35. От блока согласования 34 через изолированный от трубы стержень 26, распложенный в стенке трубы, сигнал поступает к антенне 29. Антенна 29 излучает соответствующие волны в пространство трубы. Эффективность излучения антенной 29 зависит от диэлектрической проницаемости среды, которая определяется содержанием воды и нефти в смеси. Детектор тока 33 и детектор напряжения 32 в этот момент детектируют ток и напряжение и соответствующие сигналы. Сигналы от детектора тока 33 и детектора напряжения 32 передаются в блок измерения содержания воды 6. Блок измерения содержания воды 6 вычисляет процентное содержание воды в смеси. Из блока измерения содержания воды 6 сигнал о содержании воды передается в блок вычисления 9.

При необходимости измеряют избыточное давлении посредством датчика избыточного давления.

Блок вычисления 9 производит вычисление расхода нефти, а также процентное содержание воды в смеси и общий расход нефтеводяной смеси. Бок вычисления 9 обрабатывает поступившую к нему информацию о температуре, давлении и скорости потока смеси от соответствующих блоков. После чего сравнивает полученную информацию с информацией, имеющейся в блоке памяти 8. Для этого блок вычисления 9 извлекает данные градуировочных таблиц из блока памяти 8 и производит сопоставление расхода нефти в зависимости от изменения давления, температуры, расхода смеси и скорости потока смеси, а также от избыточного давления, плотности смеси, вязкости смеси и других параметров. После сопоставления информации блок вычисления 9 определяет количество нефти и воды в смеси. В блоке памяти 8 дополнительно может быть записана информация о плотности нефтеводяной смеси, значение вязкости и другая необходимая пользователю информация.

Также блок вычисление 9 может производить вычисление расхода нефти по формулам V0=K(Re)*L/, где К(Rе) - коэффициент, зависящий от числа Рейнольдса, Re=*V0*D0/µ. Далее к блоку вычисления 9 поступают данные о давлении в потока, о скорости потока. Блок вычисления 9 вычисляет скорость потока смеси и расход смеси по формуле V0=K(Re)*V0(1), G=V 0*3600**D02/4=7,065* V0, где V0 - средняя скорость смеси на входе сужающего устройства, D 0 - диаметр входного сечения сужающего устройства. Масса нефти вычисляется по формуле M=V**W, (кг), где -плотность нефти (кг/м3), V-объем смеси, прошедшей за интервал времени (м3), W-содержание нефти в смеси (%). Плотность нефти вычисляется по формуле i=20-(T-20), где -поправка на изменение плотности при изменении температуры на 1°С, 20-плотность нефти при Т=+20°С.

Таким образом, использование данного устройства, включающем в себя измерительную секцию 14, датчик давления 1, датчик температуры 4, датчик содержания воды 5, блок измерения скорости потока 11, блок измерения давления 7, блок измерения содержания воды 6, блок вычисления 9, с совокупностью всех признаков достигается повышение точности определения содержания нефти в нефтеводяной смеси.

Измеритель расхода нефти, содержащий измерительную секцию, дифференциальный манометр, датчик температуры, датчик содержания воды, блок измерения скорости потока, блок измерения давления, блок измерения содержания воды, блок вычисления, причем измерительная секция выполнена в виде трубы с расположенными в ней сужающим устройством, а также датчиком температуры, дифференциальным манометром, датчиком содержания воды, первый и второй ультразвуковые преобразователи соединены с блоком измерения скорости потока, дифференциальный манометр соединен с блоком измерения давления, датчик температуры соединен с блоком вычисления, датчик содержания воды соединен с блоком измерения содержания воды, в состав которого входят генератор, усилитель, блок согласования, блок автоматической регулировки усиления, детектор напряжения и детектор тока, причем генератор соединен с усилителем, который соединен с блоком автоматической регулировки усиления, соединенным с генератором, и с блоком согласования, соединенным с датчиком содержания воды, с которым соединены также детектор напряжения и детектор тока, детектор напряжения и детектор тока, блок измерения давления, блок измерения скорости потока соединены с блоком вычисления, первый и второй ультразвуковые преобразователи установлены относительно друг друга с обеспечением возможности обмена ими акустическими сигналами друг с другом через внутреннее пространство трубы в сужающем устройстве так, что распространение акустических сигналов происходит под углом к измеряемому потоку, а дифференциальный манометр установлен с обеспечением возможности измерения разности давления вне сужающего устройства и внутри него.

poleznayamodel.ru

способ измерения расхода нефти и нефтепродуктов - патент РФ 2104499

Сущность изобретения: через перекачиваемую среду пропускают несколько ультразвуковых лучей по крайней мере в трех разных плоскостях по потоку и одновременно проводят способ измерения расхода нефти и нефтепродуктов, патент № 2104499-сканирование среды. Измеряют скорости среды V1, V2, V3 в этих плоскостях, по которым вычисляют интегральную скорость потока V. По затуханию интенсивности потока способ измерения расхода нефти и нефтепродуктов, патент № 2104499-излучения и измерений скорости звука C1, C2, C3 вычисляют плотность среды, а также определяют тип или марку перекачиваемого продукта. С помощью одноразового предварительного сканирования способ измерения расхода нефти и нефтепродуктов, патент № 2104499-излучением определяют площадь сечения измерительного участка. 1 ил. Изобретение относится к методам бесконтактного измерения. Известен способ измерения массового расхода двухфазных сред (Кремлевский П. П. Измерение расхода многофазных потоков. Л.: Машиностроение, 1982 г.), основанный на одновременном измерении средней скорости потока и его плотности. При его реализации скорость определяется акустическим методом, основанном на непрерывном излучении через движущуюся среду двух ультразвуковых (УЗ) сигналов в противоположных направлениях и в сравнении разности фаз сигналов, которая пропорциональна скорости потока. Плотность потока измеряется радиоизотопным методом, основанном на измерении ослабления способ измерения расхода нефти и нефтепродуктов, патент № 2104499-излучения. Известен способ бесконтактного определения массового расхода нефтегазовой смеси (Roach G.I. et al. Muitphase Flowmeter for Oil Water a Gas by Dual Energy Gamma-Ray Transmission. Nucl. Geophys. vol. 8, N 3, p. 225, 1994), основанный на регистрации ослабления пучка прямого гамма-излучения от радионуклидных источников и использующий взаимно корреляционный метод для измерения скорости потока. Погрешность определения массового расхода указанным способом составляет 8,9% для нефти, 6,2% для газа, что также не может быть достаточно высокую точность измерений. Недостатком ультразвуковых методов бесконтактного измерения расхода является сравнительно невысокая точность измерений (около 2%) (см., например, Кремлевский П.П. Расходомеры и счетчики количества. Л.: Машиностроение, 1989 г.). Техническим результатом предлагаемого способа является повышенная точность бесконтактных измерений массового расхода (около 0,3%), достигающаяся за счет измерения плотности жидкости, учета эпюры скоростей потока перекачиваемой среды, учета доли газовой фракции в среде перекачиваемого продукта, учета геометрического фактора предварительным одноразовым сканированием соответствующего участка трубопровода, применением корреляционного метода обработки данных. Техническим результатом является также и то, что способ дает возможность оперативно определять тип или марку перекачиваемого продукта. Технический результат заключается также в существенном повышении надежности измерения массового расхода, так как плотность среды измеряется одновременно по скорости звука и ослаблению интенсивности потока гамма-квантов. Повышенная точность достигается дополнительной многоканальной обработкой полученных значений скорости движения среды корреляционным методом с высокой частотой опроса (до 10 Гц), а также за счет предварительного одноразового сканирования измерительного участка трубопровода с определением его площади поперечного сечения. Пространственное ультразвуковое поле формируют в виде по крайней мере трех ультразвуковых лучей в трех разных плоскостях по потоку жидкости, производят соответственно три измерения скорости среды, учитывая тем самым непостоянство по сечению трубопрвода эпюры скоростей. Кроме того, формируют четвертый ультразвуковой луч, направленный перпендикулярно потоку среды, и производят одновременное измерение скорости звука в перекачиваемой среде и измерение затухания интенсивности потока гамма-излучения в среде и по полученным данным судят о типе перекачиваемой среды, в частности о марке нефтепродукта. Измерения по "прямому" лучу (d-d), перпендикулярному оси трубопровода, свободны от некоторых погрешностей, возникающих из-за неточного знания геометрических параметров, закладываемых в ультразвуковой расхдомер. По прямому лучу d-d совершаются коррекции заложенных в ультразвуковой расходомер геометрических параметров трубопровода так, чтобы измерения скорости звука по лучам a-a, b-b, c-c систематически не уклонялись друг от друга. За счет выделения флюктуирующих частей сигналов многоканального ультразвукового расходомера появляется еще один многоканальный (корреляционный) расходомер. Для реализации необходимо, чтобы сигналы УЗ-расходомера опрашивались с достаточно высокой частотой и представлялся достаточно большим числом цифровых разрядов. Все измерения физических параметров в данном способе производятся с частотой 10 Гц и разрядностью цифрового представления, обеспечивающей точность по любому из параметров не хуже 0,2%. Кроме того, в УЗ-канале заложены измерения числа сбойных событий, зарегистрированных при измерениях времени прохода УЗ-лучом расстояния между парой УЗ-головок за время способ измерения расхода нефти и нефтепродуктов, патент № 2104499t(способ измерения расхода нефти и нефтепродуктов, патент № 21044991, способ измерения расхода нефти и нефтепродуктов, патент № 21044992, способ измерения расхода нефти и нефтепродуктов, патент № 21044993 - троированные измерения, полученные по каждому из УЗ-лучей). Случайные процессы способ измерения расхода нефти и нефтепродуктов, патент № 21044991, способ измерения расхода нефти и нефтепродуктов, патент № 21044992, способ измерения расхода нефти и нефтепродуктов, патент № 21044993 должны коррелировать с измерениями доли газовой фазы - способ измерения расхода нефти и нефтепродуктов, патент № 2104499, так как сбои УЗ-расходомера происходят из-за наличия газовых включений в потоке перекачиваемой жидкости. Эти корреляции должны увеличить достоверность вывода о наличии в данный момент в трубопроводе газовой фазы. Локальные флюктуации скорости потока возникают из-за турбулентных вихрей, которые перемещаются в потоке со средней скоростью, близкой к средней скорости потока. При турбулентном режиме течения потока, скорость перемещения турбулентных вихрей, как протяженных в поперечном направлении трубопровода пространственных образований, мало зависит от эпюры скоростей потока и числа Рейнольдса. Таким образом имеются два класса измерений средней скорости потока - детерминированный - Vda, Vdb, Vdc и корреляционный - Vka-b, Vkb-c, Vka-c. Каждый класс содержит свои закономерности по систематическим и случайным погрешностям измерений средней скорости. Результирующая средняя скорость потока, является линейным преобразованием всех шести измеренийспособ измерения расхода нефти и нефтепродуктов, патент № 2104499 Коэффициенты (A, B, C, D, E, F) минимизируют случайные погрешности и "взвешивают" измерения в соответствии с их точностной ценностью, а систематические погрешности каждого из методов компенсируются параметрами способ измерения расхода нефти и нефтепродуктов, патент № 2104499V ... . Их численное значение определяется в калибровочных, метрологических условиях на эталонном проливочном стенде. Предварительное одноразовое сканирование сечения трубопровода осуществляют гамма- и ультразвуковым излучением с погрешностью не хуже 0,1%. Таким образом, с помощью гамма-поля радиоактивного источника в гамма-плотномере измеряются два параметра, каждый не хуже, чем 0,1%: способ измерения расхода нефти и нефтепродуктов, патент № 2104499 - плотность жидкости и способ измерения расхода нефти и нефтепродуктов, патент № 2104499 - доля газовой фракции. В многолучевом ультразвуковом расходомере измеряются: скорость звука в перекачиваемой жидкости (C1, C2, C3 - троированные измерения) и скорости перекачиваемой жидкости (V1, V2, V3 - три измерения скорости в трех продольных сечениях). По измерениям V1, V2, V3 вычисляется интегральная скорость V, которая учитывает непостоянство по сечению трубопровода эпюры скоростей, за счет чего точность параметра V - не хуже 0,2%. Массовый расход вычисляется по формуле Q = способ измерения расхода нефти и нефтепродуктов, патент № 2104499способ измерения расхода нефти и нефтепродуктов, патент № 2104499Vспособ измерения расхода нефти и нефтепродуктов, патент № 2104499(1-способ измерения расхода нефти и нефтепродуктов, патент № 2104499)способ измерения расхода нефти и нефтепродуктов, патент № 2104499S, где S - поперечное сечение трубопровода. В результате указанная совокупность и последовательность действий и приемов в процессе измерения расхода перекачиваемой среды позволяет достигнуть указанные технические результаты. На чертеже показаны размещения источников и детектора гамма-плотномера и типичный вариант размещения приемопередающих ультразвуковых головок при реализации данного способа. Способ осуществляется следующим образом. Перекачиваемая среда 1 по трубопроводу 2 сканируется гамма- и ультразвуковыми излучениями с помощью соответственно гамма-плотномера 6 и многолучевого ультразвукового расходомера 9. Все измерения физических параметров перекачиваемой среды 1 (плотность - способ измерения расхода нефти и нефтепродуктов, патент № 2104499 , скорости в трех сечениях V1, V2, V3, интегральная скорость - V, троированные измерения скорости звука С1, С2, С3, объемная доля газовой фракции - способ измерения расхода нефти и нефтепродуктов, патент № 2104499) обрабатываются как традиционными (детерминированными) методами, так и статистическими (корреляционными) методами. Пример реализации способа. Три пары приемоизлучающих ультразвуковых головок 7 (a-a, b-b, c-c на чертеже) расположены в трех плоскостях, параллельных оси симметрии трубопровода 2 диаметром до 530 мм и проходящих соответственно через диаметр и две хорды поперечного сечения трубопровода. В продольном направлении перечисленные пары головок разнесены на расстоянии L1 и L2. Такое расположение позволяет, с одной стороны, восстановить реальную эпюру скоростей потока, что минимизирует погрешность вычисления интегральной скорости V = F(Va, Vb, Vc), с другой стороны - позволяет оценивать взаимным корреляционным методом три времени транспортного запаздывания T1,1, T1,2, T1,1+1,2. Эти времена при известных расстояниях L1 и L2 используются для уточнения интегральной скорости V. При этом многоканальную обработку полученных значений скорости среды по трубопроводу корреляционным методом производят на частоте опроса 10 Гц. Усредненная скорость звука по таблице соответствия C способ измерения расхода нефти и нефтепродуктов, патент № 2104499способ измерения расхода нефти и нефтепродуктов, патент № 2104499 , где способ измерения расхода нефти и нефтепродуктов, патент № 2104499 - плотность перекачиваемой среды 1, используется для определения марки продукта (нефть, бензины, мазут, дизельное топливо). Измерения плотности перекачиваемого продукта - способ измерения расхода нефти и нефтепродуктов, патент № 2104499 и доли газовой фракции - способ измерения расхода нефти и нефтепродуктов, патент № 2104499 с погрешностями не хуже, чем 0,1%, производится гамма-плотномером. Он состоит из трех источников гамма-излучения 4 с изотопом цезий-137 активностью 109 Бк и блока детектирования 3 на сцинтилляционном кристалле NaJ(Ti) размером способ измерения расхода нефти и нефтепродуктов, патент № 210449963способ измерения расхода нефти и нефтепродуктов, патент № 210449963 мм (см. чертеж). Вычисления параметров способ измерения расхода нефти и нефтепродуктов, патент № 2104499 и способ измерения расхода нефти и нефтепродуктов, патент № 2104499 производятся известным методом (см., например, M.D. Rebgetz, J.S. Watt, Determination of the Volume Fractions of Oil, Water and Gas by Dual Energy Gamma-ray Transmission, Nucl. Geophys. v. 5, N 4, p. 479 - 490, 1991). Метод основан на регистрации ослабления прямого гамма-излучения от источника "f" с энергией 661 кэВ и гамма-излучения от двух источников "e-e" в "мягком" энергетическом диапазоне энергией до 400 кэВ. Известное расстояние L3 от плоскости гамма-сканирования до ближайшей пары ультразвуковых головок "c-c" используется для вычисления времени транспортного запаздывания TL3 из взаимной корреляционной функции между флюктуациями скорости и флюктуациями плотности перекачиваемой среды. По времени TL3 уточняется значение интегральной скорости потока V. Этот же гамма-плотномер совместно с ультразвуковым толщиномером применяется для одноразового предварительного сканирования участка трубопровода с целью измерения его поперечного сечения (S). Таким образом точность измерения массового расхода Q = способ измерения расхода нефти и нефтепродуктов, патент № 2104499способ измерения расхода нефти и нефтепродуктов, патент № 2104499Vспособ измерения расхода нефти и нефтепродуктов, патент № 2104499(1-способ измерения расхода нефти и нефтепродуктов, патент № 2104499)способ измерения расхода нефти и нефтепродуктов, патент № 2104499S в числовом выражении составит величину не более 0,3%.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Способ измерения расхода нефти и нефтепродуктов путем излучения и приема ультразвуковых импульсов по нескольким акустическим каналам по и против потока перекачиваемой среды, с последующим вычислением интегральной скорости потока, плотности среды и объемной доли газовой фракции, отличающийся тем, что осуществляют одноразовое сканирование геометрических размеров измерительного сечения трубопровода способ измерения расхода нефти и нефтепродуктов, патент № 2104499-излучением или ультразвуковым излучением, создают пространственное ультразвуковое поле в виде по крайней мере трех ультразвуковых лучей в трех разных плоскостях по потоку перекачиваемой среды и производят три измерения скорости среды v1, v2, v3 в этих плоскостях, по которым вычисляют интегральную скорость потока, при этом одновременно с формированием ультразвукового поля проводят непрерывное способ измерения расхода нефти и нефтепродуктов, патент № 2104499-сканирование среды, измеряют затухание интенсивности потока способ измерения расхода нефти и нефтепродуктов, патент № 2104499-излучения и скорость звука c1, c2, c3 и по полученным данным вычисляют плотность перекачиваемой среды.

www.freepatent.ru

Способ измерения расхода нефти и нефтепродуктов

Сущность изобретения: через перекачиваемую среду пропускают несколько ультразвуковых лучей по крайней мере в трех разных плоскостях по потоку и одновременно проводят γ-сканирование среды. Измеряют скорости среды V1, V2, V3 в этих плоскостях, по которым вычисляют интегральную скорость потока V. По затуханию интенсивности потока γ-излучения и измерений скорости звука C1, C2, C3 вычисляют плотность среды, а также определяют тип или марку перекачиваемого продукта. С помощью одноразового предварительного сканирования γ-излучением определяют площадь сечения измерительного участка. 1 ил.

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ПАТЕНТУ

Изобретение относится к методам бесконтактного измерения. Известен способ измерения массового расхода двухфазных сред (Кремлевский П. П. Измерение расхода многофазных потоков. Л.: Машиностроение, 1982 г.), основанный на одновременном измерении средней скорости потока и его плотности. При его реализации скорость определяется акустическим методом, основанном на непрерывном излучении через движущуюся среду двух ультразвуковых (УЗ) сигналов в противоположных направлениях и в сравнении разности фаз сигналов, которая пропорциональна скорости потока. Плотность потока измеряется радиоизотопным методом, основанном на измерении ослабления β-излучения. Известен способ бесконтактного определения массового расхода нефтегазовой смеси (Roach G.I. et al. Muitphase Flowmeter for Oil Water a Gas by Dual Energy Gamma-Ray Transmission. Nucl. Geophys. vol. 8, N 3, p. 225, 1994), основанный на регистрации ослабления пучка прямого гамма-излучения от радионуклидных источников и использующий взаимно корреляционный метод для измерения скорости потока. Погрешность определения массового расхода указанным способом составляет 8,9% для нефти, 6,2% для газа, что также не может быть достаточно высокую точность измерений. Недостатком ультразвуковых методов бесконтактного измерения расхода является сравнительно невысокая точность измерений (около 2%) (см., например, Кремлевский П.П. Расходомеры и счетчики количества. Л.: Машиностроение, 1989 г.). Техническим результатом предлагаемого способа является повышенная точность бесконтактных измерений массового расхода (около 0,3%), достигающаяся за счет измерения плотности жидкости, учета эпюры скоростей потока перекачиваемой среды, учета доли газовой фракции в среде перекачиваемого продукта, учета геометрического фактора предварительным одноразовым сканированием соответствующего участка трубопровода, применением корреляционного метода обработки данных. Техническим результатом является также и то, что способ дает возможность оперативно определять тип или марку перекачиваемого продукта. Технический результат заключается также в существенном повышении надежности измерения массового расхода, так как плотность среды измеряется одновременно по скорости звука и ослаблению интенсивности потока гамма-квантов. Повышенная точность достигается дополнительной многоканальной обработкой полученных значений скорости движения среды корреляционным методом с высокой частотой опроса (до 10 Гц), а также за счет предварительного одноразового сканирования измерительного участка трубопровода с определением его площади поперечного сечения. Пространственное ультразвуковое поле формируют в виде по крайней мере трех ультразвуковых лучей в трех разных плоскостях по потоку жидкости, производят соответственно три измерения скорости среды, учитывая тем самым непостоянство по сечению трубопрвода эпюры скоростей. Кроме того, формируют четвертый ультразвуковой луч, направленный перпендикулярно потоку среды, и производят одновременное измерение скорости звука в перекачиваемой среде и измерение затухания интенсивности потока гамма-излучения в среде и по полученным данным судят о типе перекачиваемой среды, в частности о марке нефтепродукта. Измерения по "прямому" лучу (d-d), перпендикулярному оси трубопровода, свободны от некоторых погрешностей, возникающих из-за неточного знания геометрических параметров, закладываемых в ультразвуковой расхдомер. По прямому лучу d-d совершаются коррекции заложенных в ультразвуковой расходомер геометрических параметров трубопровода так, чтобы измерения скорости звука по лучам a-a, b-b, c-c систематически не уклонялись друг от друга. За счет выделения флюктуирующих частей сигналов многоканального ультразвукового расходомера появляется еще один многоканальный (корреляционный) расходомер. Для реализации необходимо, чтобы сигналы УЗ-расходомера опрашивались с достаточно высокой частотой и представлялся достаточно большим числом цифровых разрядов. Все измерения физических параметров в данном способе производятся с частотой 10 Гц и разрядностью цифрового представления, обеспечивающей точность по любому из параметров не хуже 0,2%. Кроме того, в УЗ-канале заложены измерения числа сбойных событий, зарегистрированных при измерениях времени прохода УЗ-лучом расстояния между парой УЗ-головок за время Δt(ζ1, ζ2, ζ3 - троированные измерения, полученные по каждому из УЗ-лучей). Случайные процессы ζ1, ζ2, ζ3 должны коррелировать с измерениями доли газовой фазы - ϕ, так как сбои УЗ-расходомера происходят из-за наличия газовых включений в потоке перекачиваемой жидкости. Эти корреляции должны увеличить достоверность вывода о наличии в данный момент в трубопроводе газовой фазы. Локальные флюктуации скорости потока возникают из-за турбулентных вихрей, которые перемещаются в потоке со средней скоростью, близкой к средней скорости потока. При турбулентном режиме течения потока, скорость перемещения турбулентных вихрей, как протяженных в поперечном направлении трубопровода пространственных образований, мало зависит от эпюры скоростей потока и числа Рейнольдса. Таким образом имеются два класса измерений средней скорости потока - детерминированный - Vda, Vdb, Vdc и корреляционный - Vka-b, Vkb-c, Vka-c. Каждый класс содержит свои закономерности по систематическим и случайным погрешностям измерений средней скорости. Результирующая средняя скорость потока, является линейным преобразованием всех шести измерений

Коэффициенты (A, B, C, D, E, F) минимизируют случайные погрешности и "взвешивают" измерения в соответствии с их точностной ценностью, а систематические погрешности каждого из методов компенсируются параметрами ΔV ... . Их численное значение определяется в калибровочных, метрологических условиях на эталонном проливочном стенде.

Предварительное одноразовое сканирование сечения трубопровода осуществляют гамма- и ультразвуковым излучением с погрешностью не хуже 0,1%. Таким образом, с помощью гамма-поля радиоактивного источника в гамма-плотномере измеряются два параметра, каждый не хуже, чем 0,1%: ρ - плотность жидкости и ϕ - доля газовой фракции. В многолучевом ультразвуковом расходомере измеряются: скорость звука в перекачиваемой жидкости (C1, C2, C3 - троированные измерения) и скорости перекачиваемой жидкости (V1, V2, V3 - три измерения скорости в трех продольных сечениях). По измерениям V1, V2, V3 вычисляется интегральная скорость V, которая учитывает непостоянство по сечению трубопровода эпюры скоростей, за счет чего точность параметра V - не хуже 0,2%. Массовый расход вычисляется по формуле Q = ρ·V·(1-ϕ)·S, где S - поперечное сечение трубопровода. В результате указанная совокупность и последовательность действий и приемов в процессе измерения расхода перекачиваемой среды позволяет достигнуть указанные технические результаты. На чертеже показаны размещения источников и детектора гамма-плотномера и типичный вариант размещения приемопередающих ультразвуковых головок при реализации данного способа. Способ осуществляется следующим образом. Перекачиваемая среда 1 по трубопроводу 2 сканируется гамма- и ультразвуковыми излучениями с помощью соответственно гамма-плотномера 6 и многолучевого ультразвукового расходомера 9. Все измерения физических параметров перекачиваемой среды 1 (плотность - ρ , скорости в трех сечениях V1, V2, V3, интегральная скорость - V, троированные измерения скорости звука С1, С2, С3, объемная доля газовой фракции - ϕ) обрабатываются как традиционными (детерминированными) методами, так и статистическими (корреляционными) методами. Пример реализации способа. Три пары приемоизлучающих ультразвуковых головок 7 (a-a, b-b, c-c на чертеже) расположены в трех плоскостях, параллельных оси симметрии трубопровода 2 диаметром до 530 мм и проходящих соответственно через диаметр и две хорды поперечного сечения трубопровода. В продольном направлении перечисленные пары головок разнесены на расстоянии L1 и L2. Такое расположение позволяет, с одной стороны, восстановить реальную эпюру скоростей потока, что минимизирует погрешность вычисления интегральной скорости V = F(Va, Vb, Vc), с другой стороны - позволяет оценивать взаимным корреляционным методом три времени транспортного запаздывания T1,1, T1,2, T1,1+1,2. Эти времена при известных расстояниях L1 и L2 используются для уточнения интегральной скорости V. При этом многоканальную обработку полученных значений скорости среды по трубопроводу корреляционным методом производят на частоте опроса 10 Гц. Усредненная скорость звука по таблице соответствия C ⇔ ρ , где ρ - плотность перекачиваемой среды 1, используется для определения марки продукта (нефть, бензины, мазут, дизельное топливо). Измерения плотности перекачиваемого продукта - ρ и доли газовой фракции - ϕ с погрешностями не хуже, чем 0,1%, производится гамма-плотномером. Он состоит из трех источников гамма-излучения 4 с изотопом цезий-137 активностью 109 Бк и блока детектирования 3 на сцинтилляционном кристалле NaJ(Ti) размером ⊘63×63 мм (см. чертеж). Вычисления параметров ρ и ϕ производятся известным методом (см., например, M.D. Rebgetz, J.S. Watt, Determination of the Volume Fractions of Oil, Water and Gas by Dual Energy Gamma-ray Transmission, Nucl. Geophys. v. 5, N 4, p. 479 - 490, 1991). Метод основан на регистрации ослабления прямого гамма-излучения от источника "f" с энергией 661 кэВ и гамма-излучения от двух источников "e-e" в "мягком" энергетическом диапазоне энергией до 400 кэВ. Известное расстояние L3 от плоскости гамма-сканирования до ближайшей пары ультразвуковых головок "c-c" используется для вычисления времени транспортного запаздывания TL3 из взаимной корреляционной функции между флюктуациями скорости и флюктуациями плотности перекачиваемой среды. По времени TL3 уточняется значение интегральной скорости потока V. Этот же гамма-плотномер совместно с ультразвуковым толщиномером применяется для одноразового предварительного сканирования участка трубопровода с целью измерения его поперечного сечения (S). Таким образом точность измерения массового расхода Q = ρ·V·(1-ϕ)·S в числовом выражении составит величину не более 0,3%.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Способ измерения расхода нефти и нефтепродуктов путем излучения и приема ультразвуковых импульсов по нескольким акустическим каналам по и против потока перекачиваемой среды, с последующим вычислением интегральной скорости потока, плотности среды и объемной доли газовой фракции, отличающийся тем, что осуществляют одноразовое сканирование геометрических размеров измерительного сечения трубопровода γ-излучением или ультразвуковым излучением, создают пространственное ультразвуковое поле в виде по крайней мере трех ультразвуковых лучей в трех разных плоскостях по потоку перекачиваемой среды и производят три измерения скорости среды v1, v2, v3 в этих плоскостях, по которым вычисляют интегральную скорость потока, при этом одновременно с формированием ультразвукового поля проводят непрерывное γ-сканирование среды, измеряют затухание интенсивности потока γ-излучения и скорость звука c1, c2, c3 и по полученным данным вычисляют плотность перекачиваемой среды.

bankpatentov.ru

Измерение расхода тяжелой сырой нефти

  • 📺
РусскийРусский
  • EnglishEnglish
  • English [US]English [US]
  • DeutschDeutsch
  • FrançaisFrançais
  • NederlandsNederlands
  • EspañolEspañol
  • PortuguêsPortuguês
  • 简体中文简体中文
  • загрузка
🔎☰
  • ➡FLEXIM
    • ⬅FLEXIM
    • When measuring matters
    • In partnership
    • 25 years
    • Вакансии
  • ➡Новости & выставки
    • ⬅Новости & выставки
    • Новости
    • Выставки
    • FLEXIM Update
  • ➡индустри́я
    • ⬅индустри́я
    • ➡Нефть & газ
      • ⬅Нефть & газ
      • ➡Решения для разведки и добычи/решения для моря
        • ⬅Решения для разведки и добычи/решения для моря
        • Закачка химических реагентов
        • Mass Flow Measurement of Natural Gas for Injection
        • Produced Water Flow Measurement
        • Скрубберы и ребойлеры
        • Сепараторы второй и третьей ступени
        • Нагнетание воды
        • Fire Pump Flow Metering Survey
        • Flow Measurement within a Gas Lift System
        • Wellhead Gas Flow Measurement
        • Low Flow Water Injection Measurement at an Offshore Platfom
      • ➡Хранение и распределение нефти и газа
        • ⬅Хранение и распределение нефти и газа
        • Flow Direction and Leak Detection Monitoring of Natural Gas
        • Контрольное измерение трубопровода
        • Gas Flow Measurement in a Medium Pressure Municipial Network
        • Pipeline Leak Detection
        • Gas Flow Measurement at an Odoriser Station
        • Gas Flow Measurement at an Underground Pipeline
        • Flow Measurement and Control at a Compressor Station
        • Откачивание воды из резервуарной емкости
        • Flow Measurement during Tanker Unloading
        • Погрузка нефтепродуктов на баржу
        • Flow Measurement of LNG
        • Flow Measurement of Natural Gas on Governor Stations
        • Flow Measurement at a Storage Terminal
        • Flow Measurement of Nitrogen
      • ➡Решения для нефтеперерабатывающих заводов
        • ⬅Решения для нефтеперерабатывающих заводов
        • The WaveInjector
        • High Temperature Flow Measurement for Coker Control
        • Gas Flow Measurement at the main Fuel Gas Header
        • Flow Measurement of Heavy Gasoil Streams
        • Масло-теплоноситель при высоких температурах
        • Overflash измерения массового расхода при 380 ° C
        • Мибильная система измерения расхода
        • Высоковязкие остатки вакуумной перегонки
        • Установка каталитического крекинга
        • Горячая смола при дистилляции каменноугольного
        • Измерение расхода битума при 370 °C с помощью
        • Битум на установке для добычи нефтеносного песка
        • Измерение расхода тяжелой сырой нефти
      • ➡Подземное хранение и переработка газа
        • ⬅Подземное хранение и переработка газа
        • Газ в скважине
        • Впрыскивание стабилизаторов
        • Сушка газа
        • Flow Measurement at a Compressor Station
        • Flow Measurement of Sour Gas
        • Accurate Salt Brine Flow Measurement for In-situ leaching of a Gas Storage
      • ➡Решения для сланцевой нефти и газа
        • ⬅Решения для сланцевой нефти и газа
        • Измерение расхода скважинной жидкости
        • Смешивание жидкости разрыва
        • Сепарация: измерение расхода газа, нефти и рассола
        • Измерение расхода газа на скважине
        • Измерение расхода при очистке воды
        • Измерение массового расхода при вывозке сточной
        • Flow Measurement at the Free Water Knock Out
    • ➡Химическая промышленность
      • ⬅Химическая промышленность
      • ➡Инфраструктурные процессы
        • ⬅Инфраструктурные процессы
        • Flow Measurement of Cooling Water
        • Измерение расхода термомасла
        • Измерение расхода промышленной сточной воды
        • Измерение расхода охлаждающего контура парового котла
        • Temporary Flow Measurement of Compressed Air, Gases, Liquids and Heat Flow Rates
        • Измерение расхода инертного газа
        • Flow Measurement of Ammonia Gas used as a Cooling Agent
      • ➡Базовые и промежуточные химические вещества
        • ⬅Базовые и промежуточные химические вещества
        • Онлайновое измерение концентрации формальдегида
        • Измерение расхода исходного материала МДИ
        • Онлайновое измерение концентрации анилина
        • Flow Measurement of a Cold Transfer Fluid
        • Functional Safety related High Temperature Flow Measurements
        • Flow Measurement of Methanol
        • High Temperature Flow Measurement within the Production Process of TDA
        • Flow Measurement of Phenol
        • Измерение расхода водорода

www.flexim.com

СОВРЕМЕННЫЕ МЕТОДЫ И СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЯ РАСХОДА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

ПНЕВМАТИЧЕСКИЙ ГАСИТЕЛЬ КОЛЕБАНИЙ

ПНЕВМАТИЧЕСКИЙ ГАСИТЕЛЬ КОЛЕБАНИЙ 4. Кремлевский П. П. Расходомеры и счетчики количества веществ: справочник / П. П. Кремлевский. 5-е изд., перераб. и доп.. СПб.: Политехника, 2002-2004. Кн. 2: Расходомеры: обтекания, силовые, тепловые,

Подробнее

Эволюционный ряд сужающих устройств

Эволюционный ряд сужающих устройств Статья опубликована в сборнике Материалов 26-ой международной научнопрактической конференции «Коммерческий учет энергоносителей», 20-22 ноября 2007 г., СПб.: Борей-Арт, с. 299-305 1 ГРАНИЦА ТОЧНОСТИ ФОРМИРОВАНИЯ

Подробнее

А.И. Новиков, В.Г. Зезин, О.Н. Шабанов

А.И. Новиков, В.Г. Зезин, О.Н. Шабанов УДК 621.317:697.034 ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ МЕСТНЫХ СОПРОТИВЛЕНИЙ НА ПРОСТРАНСТВЕННОЕ ПОЛЕ СКОРОСТИ ЖИДКОСТИ В ПРОТОЧНОЙ ЧАСТИ РАСХОДОМЕРА И ПОГРЕШНОСТЬ ЕГО ПОКАЗАНИЙ А.И. Новиков, В.Г. Зезин, О.Н. Шабанов

Подробнее

ИЗУЧЕНИЕ ПРОМЫШЛЕННЫХ ДАТЧИКОВ РАСХОДА

ИЗУЧЕНИЕ ПРОМЫШЛЕННЫХ ДАТЧИКОВ РАСХОДА Проект «Инженерные кадры Зауралья» МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Курганский

Подробнее

RU (11) (51) МПК G01F 5/00 ( )

RU (11) (51) МПК G01F 5/00 ( ) РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ (19) RU (11) (1) МПК G01F /00 (06.01) 169 4 (13) U1 R U 1 6 9 4 4 U 1 ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ (12) ОПИСАНИЕ ПОЛЕЗНОЙ МОДЕЛИ К ПАТЕНТУ (21)(22) Заявка:

Подробнее

Вестник науки Сибири (14)

Вестник науки Сибири (14) Ван Юй, студент кафедры информационно-измерительной техники Института неразрушающего контроля ТПУ. E-mail: [email protected] Область научных интересов: электромагнитный контроль, метод и средство неразрушющего

Подробнее

Счетчики- расходомеры массовые

Счетчики- расходомеры массовые Счетчикирасходомеры массовые Массовое Измерение Расхода МИР Изготовлено в России Оптимальная цена Высокое качество Широкая линейка типоразмеров Высокоточные измерения Принцип действия расходомеров МИР

Подробнее

УЛЬТРАЗВУКОВЫЕ РАСХОДОМЕРЫ ЖИДКОСТИ

УЛЬТРАЗВУКОВЫЕ РАСХОДОМЕРЫ ЖИДКОСТИ УЛЬТРАЗВУКОВЫЕ РАСХОДОМЕРЫ ЖИДКОСТИ УЛЬТРАЗВУКОВОЙ РАСХОДОМЕР СЧЕТЧИК УВР- 011 A2.2-K УЛЬТРАЗВУКОВОЙ ПОРТАТИВНЫЙ РАСХОДОМЕР-СЧЕТЧИК УВР-011-А-К-М, УВР-011-А2-К-М УЛЬТРАЗВУКОВОЙ РАСХОДОМЕР-СЧЕТЧИК УВР-011-А2.К-Г

Подробнее

Крыльчатый расходомер ЭМИС-ПЛАСТ 220/220Р.

Крыльчатый расходомер ЭМИС-ПЛАСТ 220/220Р. Крыльчатый расходомер ЭМИС-ПЛАСТ 220/220Р www.emis-kip.ru Применение ЭМИС-ПЛАСТ 220 предназначен для измерения объема и объемного расхода загрязненных жидкостей, воды в смеси с нефтью и механическими примесями

Подробнее

Массовый расходомер ЭМИС-МАСС 260

Массовый расходомер ЭМИС-МАСС 260 Приборы КИПиА Разработаны и произведены в России Массовый расходомер ЭМИС-МАСС 260 Эволюция массовых расходомеров ЭМИС 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009..2012 2013. 2015год Произведено более 700 расходомеров

Подробнее

РАЗВИТИЕ ПРОЛИВНЫХ УСТАНОВОК ЗАО «ВЗЛЕТ»

РАЗВИТИЕ ПРОЛИВНЫХ УСТАНОВОК ЗАО «ВЗЛЕТ» РАЗВИТИЕ ПРОЛИВНЫХ УСТАНОВОК ЗАО «ВЗЛЕТ» Милютин В.А. Фирма «Взлет» занимается разработкой и производством различных типов средств измерений, в том числе приборов для измерения расхода жидкостей, тепловой

Подробнее

Энергосберегающая компания «ТЭМ»

Энергосберегающая компания «ТЭМ» Электромагнитный теплосчетчик ТЭМ-104 Энергосберегающая компания «ТЭМ» Российский производитель теплосчетчиков, расходомеров, регуляторов тепла, систем управления www.tem-pribor.com Теплосчетчик ТЭМ-104

Подробнее

ЭМИС ДИО 230Л. Презентация продукта

ЭМИС ДИО 230Л. Презентация продукта ЭМИС ДИО 230Л Презентация продукта ТП цена цена ТП цена ТП Рынок камерных расходомеров На сегодняшний день на российском рынке существуют бюджетные камерные счетчики жидкости, которые имеют достаточно

Подробнее

ООО «ТД «Автоматика»

ООО «ТД «Автоматика» Магика теплосчетчики Теплосчетчики Магика предназначены для коммерческого учёта тепловой энергии. Позволяет производить измерения, вычисления, архивацию, индикацию и вывод на внешние устройства: количества

Подробнее

Ротаметры ЭМИС-МЕТА 210/215. Челябинск

Ротаметры ЭМИС-МЕТА 210/215. Челябинск Ротаметры ЭМИС-МЕТА 210/215 www.emis-kip.ru Челябинск Ротаметры ЭМИС ЭМИС-МЕТА 210 Проходной тип (ПР) ЭМИС-МЕТА 210Р панельный тип (ПА) ЭМИС-МЕТА 210Г ЭМИС-МЕТА 215 Ротаметр это прибор для измерения объемного

Подробнее

Вестник науки Сибири (9)

Вестник науки Сибири (9) Калиниченко Алексей Николаевич, доцент кафедры «Физические методы и приборы контроля качества» Института неразрушающего контроля ТПУ. Область научных интересов: исследования и разработка неразрушающих

Подробнее

ПО Т Е М А Н О М Е Р А

ПО Т Е М А Н О М Е Р А Пришла в ПО 12.11 Обраб. 13.11 верстка 13.11 сверка 27.08 правка сверки 03.12 ТЕМА НОМЕРА 4 Бесконтактные методы измерения расхода жидкости в напорных и безнапорных трубопроводах Г.В. Громов Фирма СИГНУР,

Подробнее

ЭМИС ДИО 230Л. Презентация продукта

ЭМИС ДИО 230Л. Презентация продукта ЭМИС ДИО 230Л Презентация продукта ТП цена цена ТП цена ТП Рынок камерных расходомеров На сегодняшний день на российском рынке существуют бюджетные камерные счетчики жидкости, которые имеют достаточно

Подробнее

РАБОЧАЯ ПРОГРАММА ДИСЦИПЛИНЫ

РАБОЧАЯ ПРОГРАММА ДИСЦИПЛИНЫ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Липецкий государственный технический университет» Металлургический институт УТВЕРЖДАЮ Директор Чупров

Подробнее

Список информационных источников

Список информационных источников вибрирующих заводов и других вещей, но также и вследствие низкого качества сырья, прежде всего окиси железа. Список информационных источников 1.Журавлев Г.И. Химия и технология ферритов. Л.: Химия, 2008.

Подробнее

Энергосберегающая компания «ТЭМ»

Энергосберегающая компания «ТЭМ» Электромагнитный теплосчетчик ТСМ Энергосберегающая компания «ТЭМ» Российский производитель теплосчетчиков, расходомеров, регуляторов тепла, систем управления www.tem-pribor.com Теплосчётчик ТСМ инновационная

Подробнее

ООО «Украинские системы контроля»

ООО «Украинские системы контроля» DFM 50C, 100C, 250C, 400C Однокамерные автономные расходомеры DFM с расширенной функциональностью (с дисплеем для отображения информации) предназначены для измерения расхода жидкого топлива в двигателях

Подробнее

ДИНАМОМЕТР ПРУЖИННЫЙ ДПУ-10

ДИНАМОМЕТР ПРУЖИННЫЙ ДПУ-10 ООО «МАШПРИБОР» Утверждаю: Управляющий ООО «Машприбор» В. А. Хицков 2006 г. ДИНАМОМЕТР ПРУЖИННЫЙ ДПУ-10 ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ ТУ 4273-007 47469075-06 (срок введения 01.01.2006 г. без ограничения срока действия)

Подробнее

СИСТЕМЫ ВЕНТИЛЯЦИОННЫЕ

СИСТЕМЫ ВЕНТИЛЯЦИОННЫЕ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ СОЮЗА ССР СИСТЕМА СТАНДАРТОВ БЕЗОПАСНОСТИ ТРУДА СИСТЕМЫ ВЕНТИЛЯЦИОННЫЕ МЕТОДЫ АЭРОДИНАМИЧЕСКИХ ИСПЫТАНИЙ ГОСТ 13018-79 ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР ПО СТАНДАРТАМ Москва ГОСУДАРСТВЕННЫЙ

Подробнее

docplayer.ru