ГОСТ 14203-69 Нефть и нефтепродукты. Диэлькометрический метод определения влажности. Методы измерения влажности нефти


Влажность, измерение нефтепродуктов - Справочник химика 21

    Настоящий стандарт устанавливает метод измерения влажности эмульсии нефти и нефтепродуктов, способных образовывать эмульсии типа вода в масле , диэлькометрическими влагомерами. [c.58]

    Для измерения влажности нефти и нефтепродуктов должны использоваться влагомеры  [c.60]

    На измерении диэлектрической проницаемости основаны такие методы, как определение влажности нефти и нефтепродуктов, контроль за двил ением пластовой и закачиваемой воды, определе- [c.34]

    Узел регулировки влагомеров на сорт нефти должен обеспечивать возможность использования одной шкалы для измерения влажности нефти (нефтепродуктов) с диэлектрической проницаемостью от 2,00 до 2,65. [c.63]

    Узел регулировки влагомеров на нефть с определенной диэлектрической характеристикой должен обеспечивать возможность использования одной шкалы для измерения влажности нефти (нефтепродуктов) с диэлектрической проницаемостью от 2,00 до 2,65. [c.61]

    Загрязнение нефтепродуктов происходит также на складах и нефтебазах и при длительном хранении может составить от 3 до 1000 г/т. При этом влажность загрязнений достигает в некоторых случаях 20% [3]. Наибольший размер частиц превышает 50 мкм. Максимальное число частиц (в измеренном интервале) приходится на долю частиц размером 1—3 мкм. Колич ество таких частиц в авиационных топливах лежит в пределах 350 О—10 ООО шт/мл, в автомобильных бензинах и дизельных топливах достигает 20 ООО— 40 ООО шт/мл, в мазутах — порядка 500 ООО шт/мл и более. Наличие в топливах большего количества таких частиц весьма нежелательно, так как они могут привести к нарушению нормальной работы машин и механизмов. [c.9]

    В свою очередь единство измерений — это состояние измерений, при котором их результаты выражены в узаконенных единицах (например, °С, %, мг КОН/г и т. д.), а погрещности измерений известны с заданной вероятностью. Испытания, проводимые на идентичных нефтепродуктах (одном и том же) и в идентичных (одинаковых) условиях, как правило, не дают абсолютно совпадающих результатов. Это объясняется наличием систематических и случайных ошибок, неизбежных при проведении испытаний. Источниками случайных ошибок обычно являются используемое оборудование, местонахождение лаборатории, окружающие условия — температура, влажность, давление, загрязнение воздуха, а также работа лаборанта и т. д. [c.184]

    Использование электролитического гигрометра для измерения влажности отдувочного газа позволяет измерять влажность нефтей и нефтепродуктов, но ограничено инерционностью. [c.68]

chem21.info

ГОСТ 14203-69 Нефть и нефтепродукты. Диэлькометрический метод определения влажности

ГОСТ 14203-69

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ

НЕФТЬ И НЕФТЕПРОДУКТЫ

ДИЭЛЬКОМЕТРИЧЕСКИЙ МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВЛАЖНОСТИ

ИПК ИЗДАТЕЛЬСТВО СТАНДАРТОВ

Москва

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ

Нефть и нефтепродукты

ДИЭЛЬКОМЕТРИЧЕСКИЙ МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВЛАЖНОСТИ

Oil and Petroleum Products. Capacitance method of determination of water content

ГОСТ 14203-69*

Постановлением Комитета стандартов, мер и измерительных приборов при Совете Министров СССР от 7 февраля 1969 г. № 171 дата введения установлена

с 01.01.1970

Ограничение срока действия снято Постановлением Госстандарта от 22.06.92 № 567

Настоящий стандарт устанавливает метод измерения влажности эмульсии нефти и нефтепродуктов, способных образовывать эмульсии типа «вода в масле», диэлькометрическими влагомерами.

Метод основан на измерении зависимости диэлектрической проницаемости эмульсии от содержания воды.

(Измененная редакция, Изм. № 2).

1.1. Отбор проб для определения влажности диэлькометрическим методом производится двумя способами:

а) порционным;

б) непрерывным.

(Измененная редакция, Изм. № 1, 2).

1.2. Порционный отбор проб для лабораторных измерений - по ГОСТ 2517-85.

Для перемешивания пробы необходимо применять механические эмульсификаторы.

1.3. Для непрерывного отбора проб из трубопровода при измерении влажности в потоке ответвляют часть потока из трубопровода через пробозаборное устройство в емкостной датчик или пропускают весь поток через емкостной датчик, установленный на вертикальном участке трубопровода (черт. 2). Пробозаборное устройство для отбора пробы из трубопровода по ГОСТ 2517-85.

При наличии в потоке свободной воды необходимо ее отделить от нефтяной эмульсии для раздельного измерения.

1.2, 1.3. (Измененная редакция, Изм. № 2).

1.4. Для уменьшения погрешности, вызванной отложением на деталях емкостного датчика парафина и механических примесей, электроды должны располагаться вертикально и иметь защитное покрытие.

Перед датчиками с непрерывным отбором пробы в необходимых случаях допускается устанавливать фильтры, не вызывающие отделения воды, и отстойники для отделения свободной воды.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

1.5. Способ соединения поточного датчика с нефтепроводом должен обеспечивать турбулентный поток и не создавать перепадов давления, вызывающих выделение газа (паров).

(Измененная редакция, Изм. № 2).

Установка емкостного датчика в потоке

1 - внутренний электрод; 2 - внешний электрод; 3 - разъем для соединения с измерительным блоком

Черт. 2*

* Черт. 1. (Исключен, Изм. № 2).

2.1. Диэлькометрический метод осуществляется с применением влагомеров, состоящих из емкостных датчиков и измерительных блоков, преобразующих изменения электрической емкости датчика, вызываемые изменением влажности эмульсии, в выходной сигнал.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

2.2. (Исключен, Изм. № 2).

2.3. Применяют влагомеры с диапазонами измерения влажности: 0 - 0,75; 0 - 1,5; 0 - 3; 0 - 15; 0 - 60 % (по объему).

Если для измерения влажности в общем потоке, представленном свободной водой и эмульсией, используют влагомер с диапазоном измерении 0 - 100 % (по объему), он дополняется усредняющим устройством.

(Измененная редакция, Изм. № 1, 2).

2.4. Для измерения влажности нефти и нефтепродуктов должны использоваться влагомеры: с подстройкой на нефть с определенной диэлектрической характеристикой при измерении; с автоматической коррекцией влияния изменения диэлектрической характеристики нефти.

(Измененная редакция, Изм. № 2).

2.5. (Исключен, Изм. № 2).

2.6. Влагомеры, измеряющие влажность нефти в потоке, должны соответствовать ГОСТ 22782.5-78.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

2.7. Основная приведенная погрешность влагомеров в зависимости от диапазонов измерения влажности не должна превышать значений, указанных в табл. 1а.

Таблица 1а

Диапазоны измерения влажности, %, (по объему)

0 - 0,75

0 - 1,5

0 - 3

0 - 15

0 - 60

Основная приведенная погрешность влагомеров, %

± 4; ± 6

± 2,5; ± 4; ± 6

± 2,5; ± 4; ± 6

± 2,5; ± 4; ± 6

± 2,5; ± 4; ± 6

2.8. В зависимости от основной приведенной погрешности влагомеров основная приведенная погрешность измерительного блока влагомера как измерителя емкости не должна превышать значений, указанных в табл. 1.

Таблица 1

Основная приведенная погрешность влагомеров, %

± 2,5

± 4,0

± 6,0

Основная приведенная погрешность измерения емкости, % от верхнего предела

± 2,0

± 2,5

± 4,0

2.7, 2.8. (Измененная редакция, Изм. № 2).

2.9. Измерительные блоки влагомеров при изменениях показаний под влиянием внешних факторов по ГОСТ 22261-94.

2.10. Узел регулировки влагомеров на нефть с определенной диэлектрической характеристикой должен обеспечивать возможность использования одной шкалы для измерения влажности нефти (нефтепродуктов) с диэлектрической проницаемостью от 2,00 до 2,65. Дополнительная погрешность от настройки на нефть с определенной диэлектрической характеристикой не должна превышать половины основной погрешности.

2.11. При изменении температуры нефти (нефтепродуктов) на ± 10 ° С от номинальной дополнительная погрешность влагомеров не должна превышать одной трети основной погрешности, указанной в табл. 1.

2.12. Для уменьшения погрешности, возникающей при изменении диэлектрической проницаемости от температуры, у влагомеров с диапазонами измерения 0 - 0,75; 0 - 1,5; 0 - 3 и 0 - 15 % (по объему) должна быть предусмотрена температурная компенсация.

Способ температурной компенсации должен обеспечивать возможность подстройки влагомера при относительном температурном коэффициенте емкости датчика с эмульсией от минус 0,0005 до минус 0,0030.

2.13. Дополнительная погрешность влагомера, возникающая при изменении тангенса угла диэлектрических потерь в датчике от нуля до указанных в табл. 2 значений, не должна превышать одной трети основной погрешности.

Таблица 2

Диапазоны измерения влажности, % (по объему)

0 - 0,75; 0 - 1,5; 0 - 3

0 - 15

0 - 60

Рабочая частота, МГц

0,1

0,5

2,0

0,1

0,5

2,0

0,1

0,5

2,0

Предельный тангенс угла диэлектрических потерь в датчике

0,045

0,055

0,065

0,045

0,055

0,100

0,100

0,360

0,700

2.9 - 2.13. (Измененная редакция, Изм. № 1, 2).

2.14. Для уменьшения погрешности, вызванной группированием частиц воды вдоль силовых линий электрического поля, необходимо обеспечить напряженность его в датчике не выше 2 В/мм, если не приняты специальные меры против этого явления.

2.15. Конструкция емкостных датчиков для проточных влагомеров должна исключать возможность выделения или скопления газа (паров) и свободной воды в электрическом поле датчиков.

2.16. При отсутствии устройства для регулировки и компенсации емкости датчика после его разборки и сборки контролируют относительное изменение емкости промытого и осушенного датчика в процентах, которое не должно превышать значений, указанных в табл. 3.

Таблица 3

Диапазон измерения влажности, % (по объему)

Основная приведенная погрешность влагомера, %

± 2,5

± 4,0

± 6,0

0 - 0,75

-

0,06

0,1

0 - 1,5

0,12

0,17

0,2

0 - 3

0,20

0,30

0,30

0 - 15

1,00

1,50

1,50

0 - 60

3,00

3,00

3,00

(Измененная редакция, Изм. № 1, 2).

2.17. Сопротивление изоляции сухого датчика должно быть не менее 40 МОм. Сопротивление изоляции проточного датчика после циркуляции в нем в течение суток эмульсии с влажностью, соответствующей середине шкалы прибора, и последующего удаления ее без промывки и просушки должно быть не менее 10 МОм.

3.1. Перед определением влажности нефти с определенной диэлектрической характеристикой влагомер должен быть настроен на измеряемую нефть в соответствии с инструкцией по эксплуатации прибора.

Разд. 3. (Измененная редакция, Изм. № 2).

4.1. Влажность лабораторными влагомерами определяют путем заполнения емкостного датчика пробой нефти, отобранной в соответствии с разд. 1, и отсчета показаний по шкале прибора в процентах (по объему).

4.2. Влажность в потоке нефти определяют путем пропускания всего потока или отделенной от него части через емкостный датчик и отсчета по шкале прибора или на диаграмме записи показаний у влагомеров с автоматической регистрацией.

4.1, 4.2. (Измененная редакция, Изм. № 1).

4.3. При применении влагомеров совместно с объемными расходомерами допускается сигнал результата определения влажности направлять в счетное устройство для автоматического раздельного учета количества чистой нефти и воды.

Примечание . При наличии в нефти (нефтепродуктах) механических примесей влагомеры регистрируют их наравне с влагой.

(Измененная редакция, Изм. № 1, 2).

5.1. В результате определения находят влажность в % по объему ( W o 6 ) и затем при необходимости вычисляют массовую концентрацию в %.

(Измененная редакция, Изм. № 2).

5.2. Массовую концентрацию воды ( W мас ) в % вычисляют по формуле

где d - относительная плотность нефти (нефтепродукта) при 20 ° С.

5.3. Среднюю влажность в потоке нефти за время измерения вычисляют как среднее арифметическое результатов показаний влагомера за этот промежуток времени.

5.4. Разность между влажностью, определенной двумя методами, - по ГОСТ 2477-65 и по стандартизуемому методу - в зависимости от основной приведенной погрешности влагомеров и диапазонов измерения влажности не должна превышать указанной в табл. 4.

Таблица 4

Основная приведенная погрешность влагомеров, %

Разность между влажностью для диапазонов измерения влажности, % (по объему)

0 - 0,75

0 - 1,5

0 - 3

0 - 15

0 - 60

± 2,5

-

± 0,2

± 0,3

± 0,6

± 2,2

± 4,0

± 0,2

± 0,2

± 0,3

± 0,8

± 3,0

± 6,0

± 0,2

± 0,3

± 0,4

± 1,0

± 4,0

5.3, 5.4. (Измененная редакция, Изм. № 2).

Диспергированное состояние - состояние воды в нефти, при котором вода в виде мелких капелек равномерно распределена в нефти.

Емкостный датчик - устройство, представляющее собой конденсатор, в электрическом поле которого помещено исследуемое вещество.

Эмульсификатор - пробоприготовительное устройство, обеспечивающее перевод всей воды в водонефтяной смеси в диспергированное состояние.

Эмульсия (нефтяная) - состояние водонефтяной смеси, при котором вся вода находится в диспергированном состоянии.

Влагомер - прибор, при помощи которого осуществляется метод диэлькометрии для измерения влажности.

Проточный датчик - емкостный датчик, через который непрерывно протекает измеряемый поток нефти (нефтепродукта).

Свободная вода - вода, которая, не диспергируясь, транспортируется вместе с нефтяной эмульсией и легко оседает на дно при остановке или уменьшении скорости потока.

Диэлектрическая характеристика - зависимость диэлектрической проницаемости данной нефти от влажности, определенная при нормальных условиях с требуемой точностью.

(Измененная редакция, Изм. № 1, 2).

СОДЕРЖАНИЕ

1. Отбор проб . 1

2. Приборы и материалы .. 2

3. Подготовка к определению .. 4

4. Проведение определения . 4

5. Обработка результатов . 4

Приложение Определения некоторых терминов, принятых в настоящем стандарте . 5

Похожие документы

znaytovar.ru

Способ измерения влажности нефти и нефтепродуктов

 

СОЮЗ СОВЕТСНИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ, РЕСПУБЛИК (19) (И) цц 4 С 01 N 27/22

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬС ГВУ

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР

ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТНРЫТИЙ (21) 4186805/28-25 (22) 26.01.87 (46) 30.10.88. Бюл. У 40 (71) Калининградский технический институт рыбной промьппленности и хозяйства (72) А.П. Гридасов, А.В. Шлемин и М.З. Юсупов (53) 551.508.7(088.8) (56) Авторское свидетельство СССР

У 209806, кл. С 01 М 25/56, 1968.

Теория и практика экспрессного контроля влажности твердых и жидких .материалов./ Под ред. проф. Е.С.Кричевского. М.: Энергия, 1930, с. 102.

: (54) СПОСОБ ИЗМЕРЕНИЯ ВЛАЖНОСТИ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ (57) Изобретение относится к области измерительной техники и может быть использовано для измерения влажности

: нефти и 1нефтепродуктов. Цель изобретения — расширение области применения, повьппение точности измерения влажности нефти и нефтепродуктов в потоке, снижение энергозатрат и упрощение средств, реализующих способ. Для этого применяется новая операция измерения диэлектрической проницаемости после охлаждения пробы до температуры замораживания влаги.

Положительный эффект достигается за счет близости величины диэлектричес- . кой проницаемости льда к диэлектрической проницаемости нефтепродуктов, 1434351

ВНИИПИ Заказ 5550/47 Тираж 847

Подписное

Произв.-полигр. пр-тие, r Ужгород„ ул. Проектная, 4

Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано для измерения влажности нефти

r4 нефтепродуктов.

Целью изобретения является расши-. рение области применения, повышение точности измерения влажности нефти и нефтепродуктов в потоке, снижение энергозатрат, упрощение средств, iQ реализующих способ.

В способ введена операция физиеского воздействия на диэлектричесую проницаемость контролируемой мульсии путем замораживания влаги место операций ее испарения и удаения пара из нефтепродукта.

Положительный эффект достигается за счет близости величины диэлектри-:еской проницаемости льда к диэлек- 20 рической проницаемости нефтепродуков. Эталонный нефтепродукт можно олучить путем перевода влаги

К, = 80) в лед (Я„ = 3,5> т .е. близакЯ„=254), Пример. Предложенным способам определяли влажность следующих ефтепродуктов: трансформаторного г асла, судовых моторных масел С-405, 1110-Г ЦС, диэлектрическая проницае- 30

Масть которых находится в пределах

2,05-2,54.

Для проведения испытаний была спользована циркуляционная система ключающая расходный бак, насос типа

-27, соединительные дюралевые труопроводы и два включенных параллельно диэлектрических датчика., перед одним из которых установлен холодильНик термоэлектрического типа.

Перед началом измерений производилась тарировка датчиков. Для этого в расходный бак помещали опреде- ленный объем (V = 0,8 л) абезвоженного нефтепродукта, нулевая влажность которого была подтверждена методами химического анализа. Затем в нефтейродукт добавляли небольшое (не более 10%) количество воды Ve,. После перемешивания прогонкой в течение

5 мин и создания устойчивой эмульс ж мостом переменнага тока типа

В7-8;,имеющим разрешающую способность . lG пФ, поочередно измеряли емкос= ти обоих датчиков,. Фактическая влажность рассчитывается па формуле в Р V. + V

Результаты измерений обрабатывали га предложенной формуле и сравнивали с фактической влажностью. Было установлено, чта абсолютная ошибка, обусловленная измерением, не превышает 0,1%, а относительная погрешность не более 3%, Расширение области применения и повышение точности измерения обеспечиваются тем, чта до температуры вымерзания влаги можно охладить любой сорт нефти и нефтепродуктов без потерь тех или иных фракций.

Снижение энергозатрат обусловлено меньшей разностью между температурой окружающей среды и температурой вымерзания влаги (5t = 30-40 С), и между температурой среды и 180-200 С (6.t = 1бО-l80 Ñ), а также меньшим значением удельной теплоты образования льда (80 кал/r) по сравнению с удельной теплотой парообразования воды (540 кал/r).

Кроме того, при реализации предлагаемого способа отпадает необходимость в устройстве для удаления паров воды и центрифуге.

Формула и з обре т ения

Способ измерения влажности нефти и нефтепродуктов емкостным датчиком, заключающийся в измерении диэлектрической проницаемости исследуемой среды рабочим датчиком, йзмерении диэлектрической проницаемости среды с измененной посредством физического г воздействия диэлектрической проницаемостью корректирующим датчиком и определении влажности по результатам измерений, отличающийся тем, что, с целью расширения области применения, повышения точности измерения, снижения энергозатрат и упрощения средств, реализующих способ, измерение диэлектрической проницаемости корректирующим датчиком производят после охлаждения пробы до температуры замораживания влаги.

  

www.findpatent.ru

ГОСТ 14203-69 Нефть и нефтепродукты. Диэлькометрический метод определения влажности

Текст ГОСТ 14203-69 Нефть и нефтепродукты. Диэлькометрический метод определения влажности



БЗ 9—98

ГОСТ 14203—69

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ

НЕФТЬ И НЕФТЕПРОДУКТЫ

ДИЭЛЬКОМЕТРИЧЕСКИЙ МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВЛАЖНОСТИ

Издание официальное

ИНК ИЗДАТЕЛЬСТВО СТАНДАРТОВ Москва

УДК 665.5:543.812.08:006.354    Груша Б09

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ

Нефть и нефтепродукты

ДИЭЛЬКОМЕТРИЧЕСКИЙ МЕТОД    ГОСТ

ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВЛАЖНОСТИ    14203—69*

Oil and Petroleum Products. Capacitance method of determination of water content

ОКСТУ 0209

Постановлением Комитета стандартов, мер и измерительных приборов при Совете Министров СССР от 7 февраля 1969 г. № 171 дата введения установлена    с 01,01.1970

Ограничение срока действия снято Постановлением Госстандарта от 22.06.92 № 567

Настоящий стандарт устанавливает метод измерения влажности эмульсии нефти и нефтепродуктов, способных образовывать эмульсии типа «вода в масле», диэлькометрическими влагомерами.

Метод основан на измерении зависимости диэлектрической проницаемости эмульсии от содержания воды.

(Измененная редакция, Изм. № 2).

1. ОТБОР ПРОБ

1.1.    Отбор проб для определения влажности диэлькометрическим методом производится двумя способами:

а)    порционным;

б)    непрерывным.

(Измененная редакция, Изм. № 1, 2).

1.2.    Порционный отбор проб для лабораторных измерений — по ГОСТ 2517—85.

Для перемешивания пробы необходимо применять механические эмульсификаторы.

1.3.    Для непрерывного отбора проб из трубопровода при измерении влажности в потоке ответвляют часть потока из трубопровода через пробозаборное устройство в емкостной датчик или пропускают весь поток через емкостной датчик, установленный на вертикальном участке трубопровода (черт. 2). Пробозаборное устройство для отбора пробы из трубопровода по ГОСТ 2517—85.

При наличии в потоке свободной воды необходимо ее отделить от нефтяной эмульсии для раздельного измерения.

1.2, 1.3. (Измененная редакция, Изм. № 2).

1.4.    Для уменьшения погрешности, вызванной отложением на деталях емкостного датчика парафина и механических примесей, электроды должны располагаться вертикально и иметь защитное покрытие.

Перед датчиками с непрерывным отбором пробы в необходимых случаях допускается устанавливать фильтры, не вызывающие отделения воды, и отстойники для отделения свободной воды.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

1.5.    Способ соединения поточного датчика с нефтепроводом должен обеспечивать турбулентный поток и не создавать перепадов давления, вызывающих выделение газа (паров).

(Измененная редакция, Изм. № 2)._

Издание официальное    Перепечатка воспрещена

* Переиздание (март 1999 г.) с Изменениями № 1, 2, утвержденными в феврале 1981 г. и сентябре 1986 г.

(МУС 4.....81, 12-86)

© ИПК Издательство стандартов, 1999

Установка емкостного датчика в потоке

С цилиндрическими электродами

С плоскими электродами

1 — внутренний электрод; 2 — внешний электрод; 3 — разъем для соединения с измерительным блоком

Черт. 2*

2. ПРИБОРЫ И МАТЕРИАЛЫ

2.1.    Диэлькометрический метод осуществляется с применением влагомеров, состоящих из емкостных датчиков и измерительных блоков, преобразующих изменения электрической емкости датчика, вызываемые изменением влажности эмульсии, в выходной сигнал.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

2.2.    (Исключен, Изм. № 2).

2.3.    Применяют влагомеры с диапазонами измерения влажности: 0—0,75; 0—1,5; 0—3; 0—15; 0—60 % (по объему).

Если для измерения влажности в общем потоке, представленном свободной водой и эмульсией, используют влагомер с диапазоном измерений 0—100 % (по объему), он дополняется усредняющим устройством.

(Измененная редакция, Изм. N° 1, 2),

2.4.    Для измерения влажности нефти и нефтепродуктов должны использоваться влагомеры:

с подстройкой на нефть с определенной диэлектрической характеристикой при измерении;

с автоматической коррекцией влияния изменения диэлектрической характеристики нефти.

(Измененная редакция, Изм. № 2).

2.5.    (Исключен, Изм. № 2).

2.6.    Влагомеры, измеряющие влажность нефти в потоке, должны соответствовать ГОСТ 22782.5- 78.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

* Черт 1. (Исклмчеи, Изм. Ns 2).

2.7. Основная приведенная погрешность влагомеров в зависимости от диапазонов измерения влажности не должна превышать значений, указанных в табл. 1а.

Таблица 1а

Диапазоны измерения влажности, %, (по объему)

0-0,75

0-1,5

0-3

0-15

0-60

Основная приведенная погрешность влагомеров, %

±4; ±6

±2,5; ±4; ±6

±2,5; ±4; ±6

±2,5; ±4; ±6

±2,5; ±4, ±6

2.8. В зависимости от основной приведенной погрешности влагомеров основная приведенная погрешность измерительного блока влагомера как измерителя емкости не должна превышать значений, указанных в табл. 1.

Таблица 1

Основная приведенная погрешность влагомеров, %

±2,5

±4,0

±6,0

Основная приведенная погрешность измерения емкости, % от верхнего предела

±2,0

±2,5

±4,0

2.7, 2.8. (Измененная редакция, Изм. № 2).

2.9.    Измерительные блоки влагомеров при изменениях показаний под влиянием внешних факторов по ГОСТ 22261—94.

2.10.    Узел регулировки влагомеров на нефть с определенной диэлектрической характеристикой должен обеспечивать возможность использования одной шкалы для измерения атажности нефти (нефтепродуктов) с диэлектрической проницаемостью от 2,00 до 2,65. Дополнительная погрешность от настройки на нефть с определенной диэлектрической характеристикой не должна превышать половины основной погрешности.

2.11.    При изменении температуры нефти (нефтепродуктов) на ±10 °С от номинальной дополнительная погрешность влагомеров не должна превышать одной трети основной погрешности, указанной в табл. 1.

2.12.    Для уменьшения погрешности, возникающей при изменении диэлектрической проницаемости от температуры, у влагомеров с диапазонами измерения 0—0,75; 0—1,5; 0—3 и 0—15 % (по объему) должна быть предусмотрена температурная компенсация.

Способ температурной компенсации должен обеспечивать возможность подстройки влагомера при относительном температурном коэффициенте емкости датчика с эмульсией от минус 0,0005 до минус 0,0030.

2.13.    Дополнительная погрешность влагомера, возникающая при изменении тангенса угла диэлектрических потерь в датчике от нуля до указанных в табл. 2 значений, не должна превышать одной трети основной погрешности.

Таблица 2

Диапазоны измерения влажности, % (по объему)

0-0,75; 0-1,5,

0

1

0-15

0-60

Рабочая частота, МГц

0,1

0,5

2,0

0,1

0,5

2,0

0,1

0,5

2,0

Предельный тангенс угла диэлектрических потерь в датчике

0,045

0,055

0,065

0,045

0,055

0,100

0,100

0,360

0,700

2.9—2.13. (Измененная редакция, Изм. № 1, 2).

2.14. Для уменьшения погрешности, вызванной группированием частиц воды вдоль силовых линий электрического поля, необходимо обеспечить напряженность его в датчике не выше 2 В/мм, если не приняты специальные меры против этого явления.

2.15.    Конструкция емкостных датчиков для проточных влагомеров должна исключать возможность выделения или скопления газа (паров) и свободной воды в электрическом поле датчиков.

2.16.    При отсутствии устройства для регулировки и компенсации емкости датчика после его разборки и сборки контролируют относительное изменение емкости промытого и осушенного датчика в процентах, которое не должно превышать значений, указанных в табл. 3.

Таблица 3

Диапазон измерения влажности, % (по объему)

Основная приведенная погрешность влагомера, %

±2,5

±4,0

±6,0

0-0,75

_

0,06

0,1

0-1,5

0,12

0,17

0,2

0-3

0,20

0,30

0,30

0-15

1,00

1,50

1,50

0-60

3,00

3,00

3,00

(Измененная редакция, Изм. № 1, 2).

2.17. Сопротивление изоляции сухого датчика должно бьггь не менее 40 МОм. Сопротивление изоляции проточного датчика после циркуляции в нем в течение суток эмульсии с влажностью, соответствующей середине шкалы прибора, и последующего удаления ее без промывки и просушки должно быть не менее 10 МОм.

3. ПОДГОТОВКА К ОПРЕДЕЛЕНИЮ

3.1. Перед определением влажности нефти с определенной диэлектрической характеристикой влагомер должен быть настроен на измеряемую нефть в соответствии с инструкцией по эксплуатации прибора.

Разд. 3. (Измененная редакция, Изм. № 2).

4. ПРОВЕДЕНИЕ ОПРЕДЕЛЕНИЯ

4.1.    Влажность лабораторными влагомерами определяют путем заполнения емкостного датчика пробой нефти, отобранной в соответствии с разд. 1, и отсчета показаний по шкале прибора в процентах (по объему).

4.2.    Влажность в потоке нефти определяют путем пропускания всего потока или отделенной от него части через емкостный датчик и отсчета по шкале прибора или на диаграмме записи показаний у влагомеров с автоматической регистрацией.

4.1, 4.2. (Измененная редакция, Изм. № 1).

4.3.    При применении влагомеров совместно с объемными расходомерами допускается сигнал результата определения влажности направлять в счетное устройство для автоматического раздельного учета количества чистой нефти и воды.

Примечание. При наличии в нефти (нефтепродуктах) механических примесей влагомеры регистрируют их наравне е влагой.

(Измененная редакция, Изм. № 1,2).

5. ОБРАБОТКА РЕЗУЛЬТАТОВ

5.1. В результате определения находят влажность в % по объему (lVl6) и затем при необходимости вычисляют массовую концентрацию в %.

(Измененная редакция, Изм. № 2)

5.2.    Массовую концентрацию воды (Wmc) в % вычисляют по формуле

Я?

W — ——

ггмас ^ >

где d — относительная плотность нефти (нефтепродукта) при 20 °С.

5.3.    Среднюю влажность в потоке нефти за время измерения вычисляют как среднее арифметическое результатов показаний влагомера за этот промежуток времени.

5.4.    Разность между влажностью, определенной двумя методами, — по ГОСТ 2477—65 и по стандартизуемому методу — в зависимости от основной приведенной погрешности влагомеров и диапазонов измерения влажности не должна превышать указанной в табл. 4.

Таблица 4

Основная приведенная погрешность влагомеров, %

Разность между влажностью для диапазонов измерения влажности, % (по объему)

0-0,75

0-1,5

0-3

0-15

0-60

±2,5

___

±0,2

±0,3

±0,6

±2,2

±4,0

±0,2

±0,2

±0,3

±0,8

±3,0

+6,0

±0,2

±0,3

±0,4

±1,0

±4,0

5.3, 5.4. (Измененная редакция, Изм. № 2).

ПРИЛОЖЕНИЕ

ОПРЕДЕЛЕНИЯ НЕКОТОРЫХ ТЕРМИНОВ, ПРИНЯТЫХ В НАСТОЯЩЕМ СТАНДАРТЕ

Диспергированное состояние — состояние воды в нефти, при котором вода в виде мелких капелек равномерно распределена в нефти.

Емкостный датчик — устройство, представляющее собой конденсатор, в электрическом поле которого помещено исследуемое вещество.

Эмульсификатор — пробоприготовительное устройство, обеспечивающее перевод всей воды в водонефтяной смеси в диспергированное состояние.

Эмульсия (нефтяная) — состояние водо-нефтяной смеси, при котором вся вода находится в диспергированном состоянии.

Влагомер — прибор, при помощи которого осуществляется метод диэлькометрии для измерения влажности.

Проточный датчик — емкостный датчик, через который непрерывно протекает измеряемый поток нефти (нефтепродукта).

Свободная вода — вода, коз орая, не диспергируясь, транспортируется вместе с нефтяной эмульсией и легко оседает на дно при остановке или уменьшении скорости потока.

Диэлектрическая характеристика — зависимость диэлектрической проницаемости данной нефти от влажности, определенная при нормальных условиях с требуемой точностью.

(Измененная редакция, Изм. № 1, 2).

Редактор Р.С Федорова Технический редактор Н С. Гришанова Корректор Н.И Гаврищук Компьютерная верстка С.В Рябовой

Итд- лид. № 021007 от 10.08 95. Сдано в набор 26.03.99. Подписано в печать 22 04 99 Уел печ л 0,93 Уч.-издл. 0,65

Тираж 191 экз. С 2668. Зак. 362.

ИПК Издательство стандартов, 107076, Москва, Колодезный нер., 14 Набрано в Издательстве на П ОВМ

Филиал ИПК Издательство стандартов — таи ‘Московский печатник , Москва, Лялин сер , 6

Плр № 080101

allgosts.ru

Способ измерения влажности нефти | Банк патентов

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам измерения влажности нефти без предварительной сепарации газа из продукции скважины. В процессе проведения экспериментальных работ находится зависимость средней абсолютной погрешности проверочных точек от средней абсолютной погрешности экспериментальных точек обучающей выборки. Находится интервал средней абсолютной погрешности обучающих точек, при котором имеют место сравнительно низкие значения средней абсолютной погрешности проверочных точек. В процессе эксплуатации нефтяной скважины фиксируются показания датчиков многофазного расходомера, и расчет влажности нефти проводится в интервале средней абсолютной погрешности обучающих точек, при котором наблюдаются сравнительно низкие значения средней абсолютной погрешности проверочных точек. Техническим результатом является повышение точности измерения влажности нефти, а также снижение погрешности определения влажности нефти при использовании многофазного расходомера. 1 ил.

Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано в информационно-измерительных системах нефтедобывающей отрасли.

Известен способ измерения влажности нефти по патенту RU №2249204 [1], заключающийся в отборе пробы жидкости, ее отстаивании и измерении гидростатического давления. Измеряют время прохождения ультразвукового импульса через слой отстоявшейся воды. По результатам измерений вычисляют влажность нефти.

Недостатком данного способа является то, что необходимо отстаивать пробу в течение длительного времени. При этом исключается оперативность измерения.

Наиболее близким к предлагаемому способу является способ, включающий калибровку многофазного расходомера, обработку результатов калибровочных работ, синтез математической модели для расчета влажности нефти, фиксирование показаний датчиков многофазного расходомера в процессе эксплуатации скважины и последующую обработку результатов измерений [2].

Однако этот способ приводит к ошибкам при определении влажности нефти из-за неправильного выбора средней абсолютной погрешности точек обучающей выборки.

Задачей предлагаемого технического решения является разработка такого способа измерения влажности нефти, при реализации которого можно было бы исключить ошибки, обусловленные неправильным выбором средней абсолютной погрешности обучающих точек.

Техническим результатом изобретения является повышение точности измерения влажности нефти, включающего калибровку многофазного расходомера, обработку результатов калибровочных работ, синтез математической модели для расчета влажности нефти, при этом в процессе проведения калибровочных работ и синтеза математической модели определяют экспериментальную зависимость средней абсолютной погрешности проверочных точек от средней абсолютной погрешности точек обучающей выборки, а в процессе эксплуатации нефтяной скважины фиксируют показания датчиков многофазного расходомера и расчет влажности нефти проводят в интервале средней абсолютной погрешности обучающих точек, при котором имеют место сравнительно низкие значения средней абсолютной погрешности проверочных точек.

Способ реализуется следующим образом. Проводится калибровка многофазного расходомера. В таблице результатов калибровочных работ влажности нефти соответствуют показания датчиков многофазного расходомера, позволяющие рассчитать влажность нефти с допустимой погрешностью.

Проводят экспериментальные работы по определению зависимости средней абсолютной погрешности проверочных точек от средней абсолютной погрешности точек обучающей выборки. Средняя абсолютная погрешность обучающей выборки изменяется в экспериментальных работах за счет изменения количества экспериментальных точек обучающей выборки с той или иной погрешностью. При этом аппроксимация зависимости, по которой рассчитывается влажность, проводится на основе регрессии или нейросетевой модели.

В процессе проведения экспериментальных работ находится зависимость средней абсолютной погрешности проверочных точек от средней абсолютной погрешности экспериментальных точек обучающей выборки. Находится интервал средней абсолютной погрешности обучающих точек, при котором имеют место сравнительно низкие значения средней абсолютной погрешности проверочных точек. В процессе эксплуатации нефтяной скважины фиксируются показания датчиков многофазного расходомера и расчет влажности нефти проводится в интервале средней абсолютной погрешности обучающих точек, при котором наблюдаются сравнительно низкие значения средней абсолютной погрешности проверочных точек.

Пример конкретной реализации способа иллюстрируется материалами калибровочных работ прибора «Ультрафлоу». При этом в качестве отклика принята влажность нефти. Входными переменными в математической модели для расчета влажности нефти являются: расход жидкости, доплеровский сдвиг частоты, показания датчиков влажности, газонасыщенности, давления, температуры.

Изменение средней абсолютной погрешности обучающей выборки осуществлялось за счет уменьшения количества точек обучающей выборки. При обработке экспериментальных данных была получена зависимость средней абсолютной погрешности проверочных точек от средней абсолютной погрешности обучающих точек (Фиг.). Как видно из приведенного рисунка, имеют место низкие значения средней абсолютной погрешности проверочных точек при погрешностях обучающих точек 0,014-0,018. Средняя абсолютная погрешность проверочных точек при этом составляет 0,001-0,002. Из фиг. видно, что имеет место кратное снижение погрешности проверочных точек в вышеуказанном интервале обучающих точек по сравнению с погрешностями проверочных точек в интервале обучающих точек 0,02-0,03.

Применение предлагаемого технического решения позволит кратно снизить погрешность определения влажности нефти при использовании многофазного расходомера.

Источники информации

1. Патент RU №2249204 G01N 29/02, G01N 9/36, опубл. 27.03.2005.

2. Горюнов А.Н. Определение влажности нефти по показаниям датчиков прибора «Ультрафлоу». /А.Н. Горюнов, Т.В. Калинина, О.Б. Качалов // Инновационные образовательные технологии и методы их реализации: Сборник материалов IX Всероссийской научно-практической конференции. Арзамас, 27 января 2012 г. М.: Изд-во СГА, 2012, с.306-308.

bankpatentov.ru

Методы измерения влажности — Мегаобучалка

ИЗМЕРЕНИЕ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ВЕЩЕСТВ – СОДЕРЖАНИЕ ВЛАГИ

Измерение влажности веществ в химической промышленности необходимо для определения содержания влаги в газах, твердых или сыпучих материалах.

Так для управления влаготепловым режимом в печах, камерах и других технологических аппаратах необходимо контролировать текущее значение влажности воздуха или газов.

В химической технологии и других отраслях промышленности можно выделить процесс сушки, основанный на изменении влажности, который немыслим без измерений текущих значений влагосодержания продуктов. Это энергозатратных технологический процесс, на который расходуется до 15% топлива потребляемого в стране, например, удаление влаги из минеральных удобрений перед фасовкой в герметические пакеты, сушка цемента и других целевых продуктов.

1. Измерение влажности газов

Трудно назвать область деятельности человека, где бы не требовалось измерять содержание влаги в газах. Самый близкий для нас процесс, это удаление влаги из воздуха, предназначенного для использования в системах пневматической автоматики в нефтехимии и химической промышленности.

Для характеристики влажности в воздухе или газах, т. е. содержания в них водяных паров, используются ряд величин:

Абсолютная влажность Q – масса водяного пара, содержащаяся в единице объёма газа – влажного или сухого.

Влагосодержание α - отношение массы водяного пара к массе сухого газа в том же объёме. Выражается в г/кг или кг/кг.

Объёмное влагосодержание x – отношение объёма водяного пара к объёму газа. Эта безвременная величина выражается по отношению к объёму сухого или влажного газа.

Парциальное давление ℓ – упругость водяного пара. Выражается в единицах давления, чаще всего в мм.рт.ст.

Температура точки росы τ – температура, которую примет влажный газ, если охладить его до полного насыщения по отношению к плоской поверхности воды.

Относительная влажность φ – отношение действительной влажности газа к максимально возможной влажности газа при данной температуре. Относительная влажность выражается либо в относительных единицах – φ ≤ 1 либо в процентах φ ≤ 100%.

φ = ℓ / Е или φ = 100*ℓ / Е,

где ℓ – упругость водяного пара, находящегося в воздухе;

Е – упругость насыщенного водяного пара при данной температуре.

 

Основными методами для измерения влажности газов являются следующие:

1. Психрометрический метод, который основан на измерении температуры двух термометров – «сухого» и «влажного». Разность между ними – является основой для определения влажности газов.

2. Точки росы, заключается в определении температуры, при которой газ находится в состоянии насыщения, т. е. происходит конденсация водяных паров.

3. Сорбционный метод, основан на применении гигроскопических тел, способных изменяться в зависимости от поглощенной влаги.

4. Полного поглощения, которое заключается в пропускании через определенное вещество заданного объема газа, при этом вещество должно поглотить водяной пар и измерить свои свойства. Известны две разновидности этого метода – весовой и химический.

При весовом способе, влагосодержание определяется по приросту веса сорбента, поглощающего воду. А в химическом – влага, содержащаяся в исследуемого газа, вступает в химическую реакцию. Например, с карбидом кальция, при этом выделяется некоторое количество газа или повышается температура.

Названные выше методы измерения влажности являются прямыми или абсолютными, обладают высокой точностью измерений и используются в лабораторных исследованиях и в качестве эталонных приборов для градуировки различных средств контрольно-измерительных приборов, фиксирующих текущее влагосодержание газов.

5. Конденсационный метод, заключающийся в том, что газ охлаждают в холодильнике до полной конденсации влаги, которую затем измеряют, он также является абсолютными, но требует более трудоемких операций недопустимых, например, при выполнении градуировки приборов.

6. Тепловой метод, использует эффект, различной теплопроводимости сухих и влажных газов.

7. Радиационный метод, базируется на зависимость степени поглощения инфракрасного излучения, проходящего через объем газа и зависящего от его влажности.

8. Емкостной метод, основан на принципах работы конденсатора, если между его обкладками отсутствует влага, то значение емкости значительно больше, чем в том случае, когда в газе между пластинами конденсатора находится влажный газ.

9. Кондуктометрический метод, используется зависимость влажности газа от его электропроводности, с повышением влажности увеличивается электропроводность газов.

Этот список можно продолжить, но для нас особый интерес представляют три первых метода, которые мы рассмотрим более подробно.

 

Психометрический метод

 

В основу метода положено измерение температуры среды, влажность которой требуется определить при помощи двух термометров, один из которых применяется в обычных условиях – его называют “сухим”, а другой, так называемый “мокрый”, смачивается водой и находится в термодинамическом равновесии с окружающей средой. Испарение с “мокрого” происходит тем интенсивнее, чем ниже влажность измеряемого газа, а следовательно, его температура будет ниже, чем у “сухого”. По разности температуры “сухого” и “мокрого” термометров судят о влажности воздуха или газа. Для определения величины влажности служит полуимперическая формула:

 

ℓ = Eм-А*Р*(tc-tм)

 

ℓ - упругость водяного пара в измеряемой среде;

Eм – максимально возможная упругость пара при температуре tм;

Р – атмосферное давление;

А – психометрический коэффициент

tc и tм – показания “сухого” и “мокрого” термометров.

 

Психометрический коэффициент А зависит от очень многих факторов, в том числе от размеров и формы чувствительного элемента, состояния смачивающего фитиля защиты термометров от радиации и т.п. и определяется по специальным психометрическим таблицам, составляемых для определённых конструкций психрометров.

Особое значение, очевидно, имеет скорость воздуха. С возрастанием скорости воздуха А быстро убывает, но при скоростях более 2.5-3 м/сек он практически становится постоянным. Поэтому при использовании промышленных психрометров необходимо предусматривать постоянную скорость потока не ниже 3-4 м/сек.

Простейшим, однако, наиболее распространённым, является психрометр, состоящий из 2-х одинаковых ртутных палочных термометров, расположенных рядом. Баллончик с ртутью одного из термометров обмотан тканью, конец которого находится в резервуаре с водой. Таким образом, баллончик этого термометра всегда мокрый, а следовательно его температура всегда ниже чем соседнего с ним “сухого” термометра.

Принципиально электрические психрометры не отличаются от простейших, за исключением того, что в датчиках электрических психрометров для определения температуры применяются термопары, металлические термометры сопротивления или полупроводниковые термосопротивления (ТС).

Термоэлектрические датчики изготовляются в виде термобатарей, разделённых на две группы. Одна их этих групп смачивается водой. ЭДС, измеряемая на выводах термобатареи, пропорциональна психрометрической разности температур.

Принципиальная схема измерительной цепи психрометра показана на рис. 1 и состоит их двух мостов, имеющих одну общую точку и самостоятельные источники питания (U1 и U2).

 

 

 

Рис. 1. Принципиальная схема психрометра

 

 

Мост I содержит в качестве плеча “сухой” ТС - Rс, а мост II содержит “мокрый” ТС – Rм. В диагональ моста I включён реохорд Rр, а на выход указателя нуля H подаётся разность выходного напряжения Uм моста II и напряжения Uр между началом реохорда Rр и его движком. При соответствующём подборе постоянных сопротивлений, входящих в мосты I и II, можно записать:

 

UM = K1 * (tм - ta)

UP = K2 * (tc - tb)

 

недостатком является то, что показания психрометров зависят от скорости воздуха или газов.

 

Метод точки росы

 

Таким образом, шкала реохорда может быть отградуирована в процентах относительно влажности. Большим недостатком психрометров с использованием “сухого” и “влажного” термометров является невозможность применения их при температуре ниже точки замерзания воды. В некоторых специальных случаях применяются жидкости, имеющие точку замерзания ниже точки замерзания воды, однако, при этом значительно снижается точность измерения. Другим существенным недостатком является зависимость показаний психрометров от скорости воздуха или газа.

 

Метод точки росы

Метод точки росы, ранее применяющийся исключительно как лабораторный, с развитием автоматизации стал одним из основных методов контроля влажности воздуха и газов, особенно при минусовых температурах и при любых давлениях. При этом методе испытуемый газ охлаждается до наступления состояния насыщения, т.е. до точки росы.

Зная температуру точки росы τ и температуру исследуемого газа θг, легко определить его относительную влажность:

 

,

 

где Eτ упругость насыщенного пара при температуре τ, а Eθупругость насыщенного пара при температуре θг

При неизменном давлении точка росы не зависит от температуры исследуемого газа. Благодаря этому имеется возможность устанавливать датчик вне исследуемой среды на значительном расстоянии и подводить к нему газ по газопроводу.

Само измерение точки росы сводится к измерению температуры, техника измерений температуры наиболее хорошо разработана, а точно достаточно высока. Для определения момента наступления точки росы обычно используется металлическое охлаждаемое зеркало, температура которого в момент выпадения на нём конденсата фиксируется как точка росы. При этом поверхность зеркала должна быть обезжирена и очищена от пыли. Фиксация точки росы происходит в автоматических приборах с помощью фотоэлементов или измерением электрического сопротивления поверхностного слоя зеркала. Схема одного из типов приборов, основанных на использовании метода точки росы, приведена на рис. 2.

 
 

 

 

Рис. 2. Блок-схема прибора, использующая метод точки росы

 

Зеркалом является полированная поверхность полого цилиндра, через который протекает охлаждающая жидкость. Температура её регулируется подогревателем. Фотоэлемент (ФЭ) освещается отражённым от зеркальной поверхности световым потоком, постоянным источником которого является лампа накаливания. Вторичным прибором чаще всего служит прибор с падающей душкой. Когда появляется туман на зеркале, ФЭ подаёт сигнал, душка падает и прижимает стрелку к показывающей шкале прибора.

 

 

Сорбционный метод

 

В основу сорбционного метода измерения влажности положена способность некоторых веществ, имеющих пористую структуру, адсорбировать (поглощать) влагу на поверхности пор.

Вид поры под большим увеличением показан на рис. 3. Количество воды, адсорбированной на поверхности поры, будет тем больше, чем выше влажность газа, вследствие этого будет изменяться свойства материала, из которого изготовлен датчик. К числу таких свойств относятся – механические, электрические, весовые, цветовые и т. п., как правило, изменение механических и электрических свойств сорбентов наиболее часто используются для оценки изменения их влажности.

megaobuchalka.ru

Нефть и нефтепродукты. Диэлькометрический метод определения влажности

ГОСТ 14203-69

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ

НЕФТЬ И НЕФТЕПРОДУКТЫ

ДИЭЛЬКОМЕТРИЧЕСКИЙ МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВЛАЖНОСТИ

ИПК ИЗДАТЕЛЬСТВО СТАНДАРТОВ

Москва

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ

Нефть и нефтепродукты

ДИЭЛЬКОМЕТРИЧЕСКИЙ МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВЛАЖНОСТИ

Oil and Petroleum Products. Capacitance method of determination of water content

ГОСТ 14203-69*

Постановлением Комитета стандартов, мер и измерительных приборов при Совете Министров СССР от 7 февраля 1969 г. № 171 дата введения установлена

с 01.01.1970

Ограничение срока действия снято Постановлением Госстандарта от 22.06.92 № 567

Настоящий стандарт устанавливает метод измерения влажности эмульсии нефти и нефтепродуктов, способных образовывать эмульсии типа «вода в масле», диэлькометрическими влагомерами.

Метод основан на измерении зависимости диэлектрической проницаемости эмульсии от содержания воды.

(Измененная редакция, Изм. № 2).

1.1. Отбор проб для определения влажности диэлькометрическим методом производится двумя способами:

а) порционным;

б) непрерывным.

(Измененная редакция, Изм. № 1, 2).

1.2. Порционный отбор проб для лабораторных измерений - по ГОСТ 2517-85.

Для перемешивания пробы необходимо применять механические эмульсификаторы.

1.3. Для непрерывного отбора проб из трубопровода при измерении влажности в потоке ответвляют часть потока из трубопровода через пробозаборное устройство в емкостной датчик или пропускают весь поток через емкостной датчик, установленный на вертикальном участке трубопровода (черт. 2). Пробозаборное устройство для отбора пробы из трубопровода по ГОСТ 2517-85.

При наличии в потоке свободной воды необходимо ее отделить от нефтяной эмульсии для раздельного измерения.

1.2, 1.3. (Измененная редакция, Изм. № 2).

1.4. Для уменьшения погрешности, вызванной отложением на деталях емкостного датчика парафина и механических примесей, электроды должны располагаться вертикально и иметь защитное покрытие.

Перед датчиками с непрерывным отбором пробы в необходимых случаях допускается устанавливать фильтры, не вызывающие отделения воды, и отстойники для отделения свободной воды.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

1.5. Способ соединения поточного датчика с нефтепроводом должен обеспечивать турбулентный поток и не создавать перепадов давления, вызывающих выделение газа (паров).

(Измененная редакция, Изм. № 2).

Установка емкостного датчика в потоке

1 - внутренний электрод; 2 - внешний электрод; 3 - разъем для соединения с измерительным блоком

Черт. 2*

* Черт. 1. (Исключен, Изм. № 2).

2.1. Диэлькометрический метод осуществляется с применением влагомеров, состоящих из емкостных датчиков и измерительных блоков, преобразующих изменения электрической емкости датчика, вызываемые изменением влажности эмульсии, в выходной сигнал.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

2.2. (Исключен, Изм. № 2).

2.3. Применяют влагомеры с диапазонами измерения влажности: 0 - 0,75; 0 - 1,5; 0 - 3; 0 - 15; 0 - 60 % (по объему).

Если для измерения влажности в общем потоке, представленном свободной водой и эмульсией, используют влагомер с диапазоном измерении 0 - 100 % (по объему), он дополняется усредняющим устройством.

(Измененная редакция, Изм. № 1, 2).

2.4. Для измерения влажности нефти и нефтепродуктов должны использоваться влагомеры: с подстройкой на нефть с определенной диэлектрической характеристикой при измерении; с автоматической коррекцией влияния изменения диэлектрической характеристики нефти.

(Измененная редакция, Изм. № 2).

2.5. (Исключен, Изм. № 2).

2.6. Влагомеры, измеряющие влажность нефти в потоке, должны соответствовать ГОСТ 22782.5-78.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

2.7. Основная приведенная погрешность влагомеров в зависимости от диапазонов измерения влажности не должна превышать значений, указанных в табл. 1а.

Таблица 1а

TO0000002'>

0 - 0,75

0 - 1,5

0 - 3

0 - 15

0 - 60

Основная приведенная погрешность влагомеров, %

± 4; ± 6

± 2,5; ± 4; ± 6

± 2,5; ± 4; ± 6

± 2,5; ± 4; ± 6

± 2,5; ± 4; ± 6

2.8. В зависимости от основной приведенной погрешности влагомеров основная приведенная погрешность измерительного блока влагомера как измерителя емкости не должна превышать значений, указанных в табл. 1.

Таблица 1

TO0000003'>

± 2,5

± 4,0

± 6,0

Основная приведенная погрешность измерения емкости, % от верхнего предела

± 2,0

± 2,5

± 4,0

2.7, 2.8. (Измененная редакция, Изм. № 2).

2.9. Измерительные блоки влагомеров при изменениях показаний под влиянием внешних факторов по ГОСТ 22261-94.

2.10. Узел регулировки влагомеров на нефть с определенной диэлектрической характеристикой должен обеспечивать возможность использования одной шкалы для измерения влажности нефти (нефтепродуктов) с диэлектрической проницаемостью от 2,00 до 2,65. Дополнительная погрешность от настройки на нефть с определенной диэлектрической характеристикой не должна превышать половины основной погрешности.

2.11. При изменении температуры нефти (нефтепродуктов) на ± 10 °С от номинальной дополнительная погрешность влагомеров не должна превышать одной трети основной погрешности, указанной в табл. 1.

2.12. Для уменьшения погрешности, возникающей при изменении диэлектрической проницаемости от температуры, у влагомеров с диапазонами измерения 0 - 0,75; 0 - 1,5; 0 - 3 и 0 - 15 % (по объему) должна быть предусмотрена температурная компенсация.

Способ температурной компенсации должен обеспечивать возможность подстройки влагомера при относительном температурном коэффициенте емкости датчика с эмульсией от минус 0,0005 до минус 0,0030.

2.13. Дополнительная погрешность влагомера, возникающая при изменении тангенса угла диэлектрических потерь в датчике от нуля до указанных в табл. 2 значений, не должна превышать одной трети основной погрешности.

Таблица 2

TO0000004'>

0 - 0,75; 0 - 1,5; 0 - 3

0 - 15

0 - 60

Рабочая частота, МГц

0,1

0,5

2,0

0,1

0,5

2,0

0,1

0,5

2,0

Предельный тангенс угла диэлектрических потерь в датчике

0,045

0,055

0,065

0,045

0,055

0,100

0,100

0,360

0,700

2.9 - 2.13. (Измененная редакция, Изм. № 1, 2).

2.14. Для уменьшения погрешности, вызванной группированием частиц воды вдоль силовых линий электрического поля, необходимо обеспечить напряженность его в датчике не выше 2 В/мм, если не приняты специальные меры против этого явления.

2.15. Конструкция емкостных датчиков для проточных влагомеров должна исключать возможность выделения или скопления газа (паров) и свободной воды в электрическом поле датчиков.

2.16. При отсутствии устройства для регулировки и компенсации емкости датчика после его разборки и сборки контролируют относительное изменение емкости промытого и осушенного датчика в процентах, которое не должно превышать значений, указанных в табл. 3.

Таблица 3

TO0000005'>

Основная приведенная погрешность влагомера, %

± 2,5

± 4,0

± 6,0

0 - 0,75

-

0,06

0,1

0 - 1,5

0,12

0,17

0,2

0 - 3

0,20

0,30

0,30

0 - 15

1,00

1,50

1,50

0 - 60

3,00

3,00

3,00

(Измененная редакция, Изм. № 1, 2).

2.17. Сопротивление изоляции сухого датчика должно быть не менее 40 МОм. Сопротивление изоляции проточного датчика после циркуляции в нем в течение суток эмульсии с влажностью, соответствующей середине шкалы прибора, и последующего удаления ее без промывки и просушки должно быть не менее 10 МОм.

3.1. Перед определением влажности нефти с определенной диэлектрической характеристикой влагомер должен быть настроен на измеряемую нефть в соответствии с инструкцией по эксплуатации прибора.

Разд. 3. (Измененная редакция, Изм. № 2).

4.1. Влажность лабораторными влагомерами определяют путем заполнения емкостного датчика пробой нефти, отобранной в соответствии с разд. 1, и отсчета показаний по шкале прибора в процентах (по объему).

4.2. Влажность в потоке нефти определяют путем пропускания всего потока или отделенной от него части через емкостный датчик и отсчета по шкале прибора или на диаграмме записи показаний у влагомеров с автоматической регистрацией.

4.1, 4.2. (Измененная редакция, Изм. № 1).

4.3. При применении влагомеров совместно с объемными расходомерами допускается сигнал результата определения влажности направлять в счетное устройство для автоматического раздельного учета количества чистой нефти и воды.

Примечание. При наличии в нефти (нефтепродуктах) механических примесей влагомеры регистрируют их наравне с влагой.

(Измененная редакция, Изм. № 1, 2).

5.1. В результате определения находят влажность в % по объему (Wo6) и затем при необходимости вычисляют массовую концентрацию в %.

(Измененная редакция, Изм. № 2).

5.2. Массовую концентрацию воды (Wмас) в % вычисляют по формуле

где d - относительная плотность нефти (нефтепродукта) при 20 °С.

5.3. Среднюю влажность в потоке нефти за время измерения вычисляют как среднее арифметическое результатов показаний влагомера за этот промежуток времени.

5.4. Разность между влажностью, определенной двумя методами, - по ГОСТ 2477-65 и по стандартизуемому методу - в зависимости от основной приведенной погрешности влагомеров и диапазонов измерения влажности не должна превышать указанной в табл. 4.

Таблица 4

TO0000006'>

Разность между влажностью для диапазонов измерения влажности, % (по объему)

0 - 0,75

0 - 1,5

0 - 3

0 - 15

0 - 60

± 2,5

-

± 0,2

± 0,3

± 0,6

± 2,2

± 4,0

± 0,2

± 0,2

± 0,3

± 0,8

± 3,0

± 6,0

± 0,2

± 0,3

± 0,4

± 1,0

± 4,0

5.3, 5.4. (Измененная редакция, Изм. № 2).

Диспергированное состояние - состояние воды в нефти, при котором вода в виде мелких капелек равномерно распределена в нефти.

Емкостный датчик - устройство, представляющее собой конденсатор, в электрическом поле которого помещено исследуемое вещество.

Эмульсификатор - пробоприготовительное устройство, обеспечивающее перевод всей воды в водонефтяной смеси в диспергированное состояние.

Эмульсия (нефтяная) - состояние водонефтяной смеси, при котором вся вода находится в диспергированном состоянии.

Влагомер - прибор, при помощи которого осуществляется метод диэлькометрии для измерения влажности.

Проточный датчик - емкостный датчик, через который непрерывно протекает измеряемый поток нефти (нефтепродукта).

Свободная вода - вода, которая, не диспергируясь, транспортируется вместе с нефтяной эмульсией и легко оседает на дно при остановке или уменьшении скорости потока.

Диэлектрическая характеристика - зависимость диэлектрической проницаемости данной нефти от влажности, определенная при нормальных условиях с требуемой точностью.

(Измененная редакция, Изм. № 1, 2).

СОДЕРЖАНИЕ

 

gost-snip.su