RU2506545C1 - Method to determine mass of liquefied hydrocarbon gas in reservoir - Google Patents

Abstract

FIELD: measurement equipment.

SUBSTANCE: invention relates to the field of measurement equipment and may be used to determine mass of liquefied hydrocarbon gas contained in a reservoir. The method is proposed to determine mass of liquefied hydrocarbon gas in the reservoir, in which they measure electric capacitance of a radio frequency sensor placed in the reservoir with the liquefied hydrocarbon gas. Simultaneously they measure temperature in the reservoir with liquefied hydrocarbon gas in several areas in the cavity of the reservoir along the vertical line with application of appropriate sensors of temperature. They perform joint functional transformations of the electric capacitance and temperature. At the same time they average values of temperature of liquid and gas phases by means of processing of information from all sensors of temperature that are accordingly in liquid and gas phases. They judge on the mass of liquefied hydrocarbon gas according to results of joint functional conversion of the specified electric capacitance and averaged values of liquid and gas temperature.

EFFECT: increased accuracy of determination of mass of liquefied hydrocarbon gas contained in a reservoir.

3 dwg

Description

Изобретение относится к области измерительной техники и может быть использовано для высокоточного определения массы сжиженного углеводородного газа (СУГ), содержащегося в резервуаре.The invention relates to the field of measuring equipment and can be used for high-precision determination of the mass of liquefied petroleum gas (LPG) contained in the tank.

Известны способы определения физических, в том числе количественных (уровня, объема, массы) параметров вещества в резервуаре, основанные на электрических - емкостных, радиоволновых - принципах построения измерительных приборов (монографии: 1) Бобровников Г.Н., Катков А.Г. Методы измерения уровня. М.: Машиностроение. 1977. С.115-141; 2) Викторов В.А., Лункин Б.В., Совлуков А.С. Радиоволновые измерения параметров технологических процессов. М.: Наука. 1989. С.84-117). Так, в частности, измерение электрической емкости, используя емкостные методы измерения, или резонансной частоты электромагнитных колебаний ВЧ- или СВЧ-резонатора, частично заполняемых контролируемыми веществами, позволяет определить уровень контролируемой жидкости. Такие способы применимы в тех случаях, когда электрофизические параметры жидкости и газовой среды над ней неизменны. При решении задачи измерения количества (массы) сжиженного газа такие методы характеризуются большой методической погрешностью измерения вследствие непостоянства соотношения жидкой и газовой фаз, возможности его произвольного и неконтролируемого изменения из-за изменения температуры и других факторов.Known methods for determining the physical, including quantitative (level, volume, mass) parameters of the substance in the tank, based on electrical - capacitive, radio waves - the principles of construction of measuring instruments (monographs: 1) Bobrovnikov GN, Katkov AG Level measurement methods. M .: Engineering. 1977. S. 115-141; 2) Viktorov V.A., Lunkin B.V., Sovlukov A.S. Radio wave measurements of process parameters. M .: Science. 1989. S. 84-117). So, in particular, the measurement of electrical capacitance using capacitive methods of measurement, or the resonant frequency of electromagnetic oscillations of the RF or microwave resonator, partially filled with controlled substances, allows you to determine the level of the controlled fluid. Such methods are applicable in cases where the electrophysical parameters of the liquid and the gaseous medium above it are unchanged. When solving the problem of measuring the amount (mass) of liquefied gas, such methods are characterized by a large methodological error of measurement due to the inconsistency of the ratio of the liquid and gas phases, the possibility of its arbitrary and uncontrolled changes due to changes in temperature and other factors.

Известен также емкостный способ измерения количества (уровня) сжиженного углеводородного газа (статья: Атаянц Б.А., Пещенко А.Н., Северин И.Д. "Контроль уровня сжиженных углеводородных газов с помощью емкостных приборов". Газовая промышленность. 1997. №6. С.25-28). Согласно этому способу в резервуаре со сжиженным газом располагают вертикально емкостный датчик в виде цилиндрического конденсатора (две трубы с кольцевым зазором) и измеряют электрическую емкость этого конденсатора, частично заполняемого контролируемым веществом. При этом степень заполнения резервуара сжиженным газом соответствует степени погружения в него датчика.There is also a capacitive method for measuring the amount (level) of liquefied petroleum gas (article: Atayants B.A., Peshchenko A.N., Severin I.D. "Monitoring the level of liquefied petroleum gases using capacitive devices". Gas industry. 1997. No. 6. S.25-28). According to this method, a capacitive sensor in the form of a cylindrical capacitor (two pipes with an annular gap) is arranged vertically in a liquefied gas tank and the electric capacitance of this capacitor partially filled with a controlled substance is measured. The degree of filling the tank with liquefied gas corresponds to the degree of immersion of the sensor in it.

Данный способ, однако, имеет ряд существенных недостатков. Для определения массы сжиженного газа, являющейся наиболее объективным параметром содержания данного двухфазного вещества в резервуаре, требуется производить дополнительно измерения плотности специальным датчиком плотности. Поскольку в резервуаре имеет место неконтролируемый переход газа (это зависит от его температуры, состава) из жидкой фазы в газообразную и наоборот, то показания такого датчика плотности являются неточными; применение двух датчиков плотности отдельно для жидкой и газовой фаз СУГ существенно усложняет процесс измерения и конструкции измерительных устройств, реализующих данный способ. Поскольку плотность паров СУГ зависит от температуры, давления и состава (в частности, соотношения пропана и бутана), то при измерении массы паровая фаза может вносить дополнительную методическую погрешность (3-7%). К этому может добавиться также погрешность, возникающая вследствие изменения давления при перекачке газа. Таким образом, для высокоточного измерения массы СУГ необходимо иметь канал измерения газа (пара) и коррекции погрешностей из-за изменения плотности пара. Далее отметим, что в сжиженных газах имеет место кипение, вследствие чего пропадает "зеркало жидкости". Поэтому различные известные способы измерения (радиоволновые, ультразвуковые, емкостные), позволяющие определять лишь уровень или границу раздела сред, не могут обеспечить высокую точность измерения, устойчивую и надежную работу измерительных приборов для определения реального значения количества (массы) сжиженного газа. К тому же при имеющем место кипении сжиженного газа изменяются как уровень, так и плотность газа. Интенсивное кипение (увеличение уровня на 5-10%) происходит к конце процесса перекачки сжиженного газа, при уравнивании давления паровой фазы и при сбросе давления по любой причине; оно длится несколько минут. Более слабое кипение (увеличение уровня на 1-3%) наблюдается после интенсивного кипения как затухающий процесс, а также при отборе пара компрессором, при смешивании сжиженных газов разного состава или с разной температурой и может длиться в этом случае несколько часов.This method, however, has a number of significant disadvantages. To determine the mass of liquefied gas, which is the most objective parameter of the content of this two-phase substance in the tank, it is required to perform additional density measurements with a special density sensor. Since there is an uncontrolled transition of gas in the tank (this depends on its temperature, composition) from the liquid phase to the gaseous phase and vice versa, the readings of such a density sensor are inaccurate; the use of two density sensors separately for the liquid and gas phases of LPG significantly complicates the measurement process and the design of measuring devices that implement this method. Since the vapor density of LPG depends on temperature, pressure and composition (in particular, the ratio of propane and butane), when measuring mass, the vapor phase can introduce an additional methodological error (3-7%). To this may also be added an error arising from a change in pressure during gas transfer. Thus, for high-precision measurement of the mass of LPG, it is necessary to have a channel for measuring gas (steam) and error correction due to changes in vapor density. Further, note that boiling takes place in liquefied gases, as a result of which the “liquid mirror” disappears. Therefore, various known methods of measurement (radio waves, ultrasound, capacitive), which allow only the level or interface to be determined between media, cannot provide high measurement accuracy, stable and reliable operation of measuring instruments to determine the real value of the amount (mass) of liquefied gas. Moreover, with the boiling of liquefied gas, both the level and density of the gas change. Intensive boiling (increase of 5-10%) occurs at the end of the process of pumping liquefied gas, when equalizing the vapor phase pressure and when depressurizing for any reason; it lasts a few minutes. Weaker boiling (an increase of 1-3%) is observed after intense boiling as a damping process, as well as during the selection of steam by the compressor, when mixing liquefied gases of different compositions or with different temperatures and can last for several hours in this case.

Известен также способ (RU 2262667), заключающийся в измерении уровня жидкости в резервуаре по величине электрической емкости двух радиочастотных датчиков в основном и уменьшенном или увеличенным снизу диапазонах изменения уровня, измерении плотности газовой фазы по величине электрической емкости третьего радиочастотного датчика и в выполнении функциональных преобразований электрических емкостей трех радиочастотных датчиков. Этот способ достаточно труден в реализации и характеризуется сложностью процесса измерения. Он требует наличия трех радиочастотных датчиков, размещаемых в резервуаре с контролируемым веществом.There is also a method (RU 2262667), which consists in measuring the liquid level in the tank by the magnitude of the electrical capacitance of two radio frequency sensors in the main and reduced or increased below the ranges of level changes, measuring the density of the gas phase by the magnitude of the electric capacitance of the third radio frequency sensor and in performing functional transformations of electrical capacities of three radio frequency sensors. This method is quite difficult to implement and is characterized by the complexity of the measurement process. It requires the presence of three RF sensors placed in a tank with a controlled substance.

Известно также техническое решение (Терешин В.И., Совлуков А.С., Летуновский А.А. "Особенности учета СУГ в резервуарном парке", журнал "Газ России", 2007, №2, с.66-71), которое содержит описание способа, по технической сущности наиболее близкого к предлагаемому способу и принятого в качестве прототипа. Этот способ-прототип заключается в измерении электрической емкости радиочастотного датчика, располагаемого в резервуаре с сжиженным углеводородным газом, одновременном измерении температуры в резервуаре с сжиженным углеводородным газом в нескольких областях в полости резервуара по вертикали с применением соответствующих датчиков температуры и выполнении совместных функциональных преобразований указанных электрической емкости и температуры, по результатам которых судят о массе сжиженного углеводородного газа. Этот способ-прототип характеризуется недостаточно высокой точностью измерения при наличии в резервуаре градиента температуры по высоте резервуара, имеющего место в реальных условиях.There is also a technical solution (Tereshin V.I., Sovlukov A.S., Letunovsky A.A. "Features of accounting for LPG in the tank farm", the journal "Gas of Russia", 2007, No. 2, p.66-71), which contains a description of the method, the technical essence of which is closest to the proposed method and adopted as a prototype. This prototype method consists in measuring the electrical capacitance of a radio frequency sensor located in a tank with liquefied petroleum gas, simultaneously measuring the temperature in a tank with liquefied petroleum gas in several areas in the cavity of the tank vertically using appropriate temperature sensors and performing joint functional transformations of these electrical capacities and temperatures, which are used to judge the mass of liquefied petroleum gas. This prototype method is not characterized by a sufficiently high measurement accuracy in the presence of a temperature gradient in the tank along the height of the tank, which takes place in real conditions.

Техническим результатом настоящего изобретения является повышение точности измерения.The technical result of the present invention is to improve the accuracy of measurement.

Технический результат в предлагаемом способе определения массы сжиженного углеводородного газа в резервуаре, при котором измеряют электрическую емкость радиочастотного датчика, располагаемого в резервуаре с сжиженным углеводородным газом, одновременно измеряют температуру в резервуаре с сжиженным углеводородным газом в нескольких областях в полости резервуара по вертикали с применением соответствующих датчиков температуры, выполняют совместное функциональное преобразование указанных электрической емкости и температуры, достигается тем, что производят усреднение значений температуры жидкой и газовой фаз путем обработки информации от всех датчиков температуры, находящихся соответственно в жидкой и газовой фазах, при этом датчики температуры, находящиеся ниже границы раздела жидкости и газа, используют для вычисления усредненного значения температуры жидкости, датчики температуры, находящиеся выше границы раздела жидкости и газа, - для вычисления усредненного значения температуры газа, показания датчиков температуры, находящихся вблизи границы раздела жидкости и газа, исключают, а о массе сжиженного углеводородного газа судят по результатам совместного функционального преобразования указанных электрической емкости и усредненных значений температуры жидкости и газа.The technical result in the proposed method for determining the mass of liquefied petroleum gas in a tank, in which the electric capacitance of a radio frequency sensor located in a tank with liquefied petroleum gas is measured, at the same time, the temperature in the tank with liquefied petroleum gas is measured in several areas in the tank cavity vertically using appropriate sensors temperature, perform joint functional conversion of the indicated electrical capacitance and temperature, reached The fact is that the temperature of the liquid and gas phases is averaged by processing information from all temperature sensors located respectively in the liquid and gas phases, while temperature sensors below the interface of the liquid and gas are used to calculate the average temperature of the liquid, sensors temperatures above the interface between liquid and gas - to calculate the average value of the gas temperature, the readings of temperature sensors located near the interface STI and gas exclude, but the mass of liquefied petroleum gas is judged by the results of joint function converting said electrical capacitance and average fluid temperature values and gas.

Предлагаемый способ иллюстрируется чертежами на фиг. 1, фиг. 2, фиг. 3.The proposed method is illustrated by the drawings in FIG. 1, FIG. 2, FIG. 3.

На фиг. 1 - функциональная схема устройства для реализации данного способа с применением радиочастотного датчика и нескольких датчиков температуры в цилиндрическом резервуаре с СУГ, расположенном вертикально, в нескольких областях по вертикали.In FIG. 1 is a functional diagram of a device for implementing this method using a radio frequency sensor and several temperature sensors in a cylindrical tank with LPG located vertically in several vertical areas.

На фиг. 2 показана функциональная схема устройства для реализации данного способа с применением радиочастотного датчика и нескольких датчиков температуры в цилиндрическом резервуаре с СУГ, расположенном горизонтально.In FIG. 2 shows a functional diagram of a device for implementing this method using a radio frequency sensor and several temperature sensors in a cylindrical tank with LPG located horizontally.

На фиг. 3 показана функциональная схема, показывающая получение информации при реализации данного способа с применением радиочастотного датчика и нескольких датчиков температурыIn FIG. 3 is a functional diagram showing the receipt of information when implementing this method using a radio frequency sensor and several temperature sensors.

На фигурах показаны резервуар 1, жидкость (жидкая фаза СУГ) 2, газ (газовая фаза СУГ) 3, радиочастотный датчик 4, датчики температуры 5₁, 5₂, 5₃, 5₄, 5₅, 5₆, электронный блок 6, регистратор 7.The figures show a tank 1, a liquid (liquid phase LPG) 2, gas (gas phase LPG) 3, an RF sensor 4, temperature sensors 5 ₁ , 5 ₂ , 5 ₃ , 5 ₄ , 5 ₅ , 5 ₆ , electronic unit 6, registrar 7.

Устройство для реализации способа содержит радиочастотный датчик 4 - коаксиальный резонатор (цилиндрический конденсатор), заполняемый контролируемым веществом (СУГ), шесть датчиков температуры 5₁, 5₂, 5₃, 5₄, 5₅, 5₆, равномерно расположенных по длине датчика, электронный блок 6 и регистратор 7. Каждый из этих датчиков температуры подсоединен к блоку 6 с помощью соответствующей линии связи (на фиг. 1 и фиг. 2 они показаны условно в виде одной линии).A device for implementing the method comprises a radio frequency sensor 4 — a coaxial resonator (cylindrical capacitor) filled with a controlled substance (LPG), six temperature sensors 5 ₁ , 5 ₂ , 5 ₃ , 5 ₄ , 5 ₅ , 5 ₆ , evenly spaced along the length of the sensor, the electronic unit 6 and the recorder 7. Each of these temperature sensors is connected to the unit 6 using the corresponding communication line (in Fig. 1 and Fig. 2 they are shown conventionally in the form of one line).

Способ реализуется следующим образом.The method is implemented as follows.

Согласно данному способу производят измерения какого-либо информативного параметра применяемого радиочастотного датчика (отрезка длинной линии, конденсатора). Так, при реализации данного способа с применением датчиков в виде конденсатора (электрической емкости) в качестве измеряемого информативного параметра каждого датчика может быть резонансная частота электромагнитных колебаний f_p колебательного контура (резонатора), содержащего такой датчик в качестве частотозадающего элемента. При реализации же этого способа с применением отрезков длинной линии также в качестве информативного параметра может быть использована резонансная частота электромагнитных колебаний f_p этого отрезка линии, являющегося резонатором с колебаниями ТЕМ-типа. Кроме этого, возможно измерение и иных информативных параметров, в частности в отрезке длинной линии - измерение фазового сдвига Δφ зондирующей и отраженной от конца отрезка линии электромагнитных волн фиксированной частоты и др.According to this method, measurements are made of some informative parameter of the applied RF sensor (segment of a long line, capacitor). So, when implementing this method using sensors in the form of a capacitor (electric capacitance), the resonant frequency of electromagnetic oscillations f _{p of the} oscillating circuit (resonator) containing such a sensor as a frequency-setting element can be used as a measured informative parameter of each sensor. When implementing this method using long-line segments, the resonant frequency of electromagnetic waves f _{p of} this line segment, which is a resonator with TEM-type oscillations, can also be used as an informative parameter. In addition, it is possible to measure other informative parameters, in particular in a long line segment — to measure the phase shift Δφ of a fixed frequency electromagnetic field reflected and reflected from the end of a segment, etc.

Не ограничивая общности, для упрощения рассмотрения сущности предлагаемого способа будем проводить далее его описание применительно к его реализации с применением датчиков в виде электрической емкости (конденсатора). В этом случае возможно представление таких датчиков в виде эквивалентных электрических емкостей. Получаемые выводы полностью распространяются и на случаи реализации данного способа на основе отрезков длинной линии. В последнем случае информативные параметры применяемых здесь радиоволновых датчиков (резонансная частота f_p, фазовый сдвиг Δφ и др.) в зависимости от определяемых физических параметров описываются более сложными выражениями, что, однако, не меняет получаемых выводов.Without loss of generality, to simplify the consideration of the essence of the proposed method, we will further describe it with reference to its implementation using sensors in the form of an electric capacitance (capacitor). In this case, it is possible to present such sensors in the form of equivalent electric capacitances. The findings are fully applicable to the implementation of this method based on segments of a long line. In the latter case, the informative parameters of the radio wave sensors used here (resonance frequency f _p , phase shift Δφ, etc.) are described by more complex expressions depending on the physical parameters determined, which, however, does not change the conclusions drawn.

Зная геометрию резервуара 1, содержащего СУГ, можно найти объем, занимаемый жидкой фазой 2 и газовой фазой 3. Так, при неизменной площади поперечного сечения S вертикального резервуара цилиндрической формы (фиг. 1), заполняемого вдоль его продольной оси, объем жидкой V_ж и газовой V_г фаз есть, соответственно: V_ж=hS; V_г=V₀-V_ж, где h - уровень жидкой фазы СУГ, V₀ - объем резервуара. Такое рассмотрение справедливо, если имеется четкая граница раздела между жидкой и газовой фазами контролируемой среды.Knowing the geometry of the tank 1 containing LPG, you can find the volume occupied by the liquid phase 2 and gas phase 3. So, with a constant cross-sectional area S of the vertical tank of cylindrical shape (Fig. 1), filled along its longitudinal axis, the volume of liquid V _W and there are gas V _g phases, respectively: V _W = hS; V _g = V ₀ -V _W , where h is the level of the liquid phase of the LPG, V ₀ is the volume of the tank. Such a consideration is valid if there is a clear interface between the liquid and gas phases of the controlled medium.

Тогда, зная плотность жидкой и газовой фаз СУГ, можно определить соответствующие значения массы:Then, knowing the density of the liquid and gas phases of the LPG, we can determine the corresponding mass values:

Если градиент температуры небольшой (не более ±3°C), для расчетов принимают температуру t_ж - среднее значение показаний датчиков температуры, находящихся в жидкости 2.If the temperature gradient is small (no more than ± 3 ° C), for the calculations take temperature t _W - the average value of the temperature sensors in the liquid 2.

При проведении измерений в резервуаре 1 с СУГ радиочастотный датчик 4 в виде электрической емкости (конденсатор) или отрезка длинной линии, имеющий, в частности, коаксиальную конструкцию, обеспечивает определение уровня h жидкой фазы СУГ в резервуаре 1 во всем диапазоне измерения уровня h - от нулевого значения до полного заполнения (h=l, где l - длина датчика уровня).When taking measurements in a tank 1 with LPG, a radio-frequency sensor 4 in the form of an electric capacitance (capacitor) or a long line segment, in particular having a coaxial design, determines the level h of the liquid phase of LPG in tank 1 in the entire range of level h measurement - from zero values until completely filled (h = l, where l is the length of the level sensor).

Приращение C_s(h) электрической емкости радиочастотного датчика, вызванное наличием в резервуаре жидкой и газовой фазы СУГ, относительно электрической емкости С₀ датчика в пустом резервуаре естьThe increment C _s (h) of the electric capacity of the radio-frequency sensor, caused by the presence in the tank of the liquid and gas phase of the LPG, relative to the electrical capacitance C _{0 of the} sensor in an empty tank is

Здесь С₀=C_l×l - электрическая емкость датчика в отсутствие СУГ в резервуаре; С_l - погонная (т.е. на единицу длины) электрическая емкость датчика (здесь электрическая емкость 1 м реального датчика в вакууме С_l=47 пФ); C₀(h) - электрическая емкость датчика при наличии СУГ в резервуаре; h - уровень жидкой фазы СУГ, заполняющей датчик; l - длина радиочастотного датчика; ε_ж - диэлектрическая проницаемость жидкой фазы СУГ; ε_г - диэлектрическая проницаемость газовой фазы СУГ.Here C ₀ = C _l × l is the electric capacitance of the sensor in the absence of LPG in the tank; С _l - linear (i.e. per unit of length) electric capacitance of the sensor (here the electric capacitance is 1 m of a real sensor in vacuum С _l = 47 pF); C ₀ (h) is the electric capacitance of the sensor in the presence of LPG in the tank; h is the level of the liquid phase of the LPG filling the sensor; l is the length of the radio frequency sensor; ε _W is the dielectric constant of the liquid phase of the LPG; ε _g is the dielectric constant of the gas phase of the LPG.

Диэлектрические проницаемости пропана и бутана и их смесей, входящих в состав СУГ, можно рассчитать по формулам:The dielectric constant of propane and butane and their mixtures, which are part of the LPG, can be calculated by the formulas:

гдеWhere

Формула (5) точна, если градиент температуры небольшой и температура газовой фазы СУГ близка к температуре его жидкой фазы. При значительном вертикальном градиенте температур возникают дополнительные погрешности, которые рассматриваются отдельно.Formula (5) is accurate if the temperature gradient is small and the temperature of the gas phase of the LPG is close to the temperature of its liquid phase. With a significant vertical temperature gradient, additional errors arise, which are considered separately.

Подставим (4) и (5) в формулу (3) и найдем уровень h:We substitute (4) and (5) into formula (3) and find the level h:

Масса СУГ в резервуаре произвольной формы естьThe mass of LPG in a tank of arbitrary shape is

где S(h) - площадь поперечного сечения резервуара, являющаяся в общем случае функцией h, т.е. изменяясь вдоль вертикали.where S (h) is the cross-sectional area of the reservoir, which is generally a function of h, i.e. changing along the vertical.

Подставив (8) в (9), получимSubstituting (8) into (9), we obtain

Здесь размерность обеих частей (10) соответствует массе: кг=м²×пФ×(кг/м³)/(пФ/м).Here the dimension of both parts (10) corresponds to the mass: kg = m ² × pF × (kg / m ³ ) / (pF / m).

Таким образом, масса СУГ в резервуаре при различных соотношениях массы газовой и жидкой фазы и при различном составе массы газовой фазы определяется по формуле (10) и зависит только от приращения емкости C_s и от температуры t_ж.Thus, the mass of LPG in the tank at different ratios of the mass of the gas and liquid phase and for different composition of the mass of the gas phase is determined by the formula (10) and depends only on the increment of the tank C _s and temperature t _W.

Для определенности будем рассматривать измерения массы СУГ в вертикальном резервуаре 1 цилиндрической формы (фиг. 1). Для резервуаров иной формы или (и) располагаемых иным образом, в частности для горизонтально расположенных цилиндрических резервуаров (фиг. 2), получаемые результаты пересчитывают с учетом геометрии и расположения резервуаров, не изменяя сущности данного способа измерения.For definiteness, we will consider measuring the mass of LPG in a vertical tank 1 of a cylindrical shape (Fig. 1). For reservoirs of a different shape and / or arranged otherwise, in particular for horizontally arranged cylindrical reservoirs (Fig. 2), the results are recalculated taking into account the geometry and location of the reservoirs without changing the essence of this measurement method.

Для вертикально расположенного цилиндрического резервуара из (9) и (10) следуетFor a vertically arranged cylindrical tank from (9) and (10) it follows

Для горизонтально расположенного резервуара следует учитывать зависимость объема V от уровня h жидкой фазы СУГ в горизонтальном резервуаре цилиндрической формы: V=V(h)=S(h)h. Массу М СУГ вычисляют в данном случае по формуле (10).For a horizontally located tank, one should take into account the dependence of the volume V on the level h of the liquid phase of the LPG in a horizontal cylindrical tank: V = V (h) = S (h) h. The mass M LHG is calculated in this case according to the formula (10).

Температура жидкой фазы СУГ и температура газовой фазы СУГ могут значительно отличаться (до 10…15 градусов). Для точного достоверного измерения температуры недостаточно иметь один датчик температуры в верхней части резервуара, а один в нижней, потому что верхняя часть резервуара может нагреваться на солнце и иметь температуру значительно выше, чем температура газа в резервуаре, а нижняя часть резервуара может активно охлаждаться окружающим воздухом и иметь температуру значительно ниже, чем температура жидкости в резервуаре.The temperature of the liquid phase of the LPG and the temperature of the gas phase of the LPG can vary significantly (up to 10 ... 15 degrees). For accurate reliable temperature measurement, it is not enough to have one temperature sensor in the upper part of the tank, and one in the lower one, because the upper part of the tank can be heated in the sun and have a temperature much higher than the temperature of the gas in the tank, and the lower part of the tank can be actively cooled by ambient air and have a temperature significantly lower than the temperature of the liquid in the tank.

Для более точных измерений одновременно измеряют температуру в нескольких областях по вертикали в резервуаре с сжиженным углеводородным газом, например в шести областях, где измеряют значения температуры t₁, t₂, t₃, t₄, t₅, t₆, с применением соответственно датчиков температуры 5₁, 5₂, 5₃, 5₄, 5₅ и 5₆ (фиг. 1, фиг. 2). При этом для таких более точных измерений используют алгоритмы с вычислением усредненных значений температуры жидкой и газовой фаз за счет обработки информации от всех датчиков температуры, находящихся соответственно в жидкой и газовой фазах. В этих алгоритмах используют измеряемое значение положения границы раздела жидкости и газа. Датчики температуры, находящиеся ниже границы раздела жидкости и газа, используют для вычисления усредненного значения температуры жидкости, а датчики температуры, находящиеся выше границы раздела жидкости и газа, - для вычисления усредненного значения температуры газа. Показания датчиков температуры, находящихся вблизи границы раздела жидкости и газа, из алгоритмов исключают. В этом случае в приводимых формулах t₁ - усредненное значение температуры жидкой фазы СУГ, а t₆ - усредненное значение температуры газовой фазы СУГ.For more accurate measurements, the temperature is simultaneously measured in several vertical areas in a tank with liquefied petroleum gas, for example, in six areas where temperature values are measured t ₁ , t ₂ , t ₃ , t ₄ , t ₅ , t ₆ , using sensors accordingly temperatures 5 ₁ , 5 ₂ , 5 ₃ , 5 ₄ , 5 ₅ and 5 ₆ (Fig. 1, Fig. 2). Moreover, for such more accurate measurements, algorithms are used to calculate the averaged temperature values of the liquid and gas phases by processing information from all temperature sensors located in the liquid and gas phases, respectively. These algorithms use the measured value of the liquid-gas interface. Temperature sensors below the liquid-gas interface are used to calculate the average temperature of the liquid, and temperature sensors above the liquid-gas interface are used to calculate the average temperature of the gas. The readings of temperature sensors located near the interface between liquid and gas are excluded from the algorithms. In this case, in the given formulas, t ₁ is the average temperature value of the LPG liquid phase, and t ₆ is the average temperature value of the LPG gas phase.

В частности, возможно наличие шести датчиков температуры 5₁, 5₂, 5₃, 5₄, 5₅ и 5₆ (т.е. i=1, 2, …, 6), которые находятся на расстояниях h₁, h₂, h₃, h₄, h₅ и h₆ от дна резервуара соответственно. При этом:In particular, there may be six temperature sensors 5 ₁ , 5 ₂ , 5 ₃ , 5 ₄ , 5 ₅ and 5 ₆ (i.e., i = 1, 2, ..., 6), which are located at distances h ₁ , h ₂ , h ₃ , h ₄ , h ₅ and h ₆ from the bottom of the tank, respectively. Wherein:

если уровень жидкости h≤h₂, то t_ж=t₁; t_г=(t₃+t₄+t₅+t₆)/4;if the liquid level is h≤h ₂ , then t _W = t ₁ ; t _g = (t ₃ + t ₄ + t ₅ + t ₆ ) / 4;

если уровень жидкости h₂<h≤h₃, то tж=t₁; t_г=(t₄+t₅+t₆)/3;if the liquid level is h ₂ <h≤h ₃ , then tl = t ₁ ; t _g = (t ₄ + t ₅ + t ₆ ) / 3;

если уровень жидкости h₃<h≤h₄, то t_ж=(t₁+t₂)/2; t_г=(t₅+t₆)/2;if the liquid level is h ₃ <h≤h ₄ , then t _w = (t ₁ + t ₂ ) / 2; t _g = (t ₅ + t ₆ ) / 2;

если уровень жидкости h₄<h≤h₅, то t_ж=(t₁+t₂+t₃)/3; t_г=t₆,if the liquid level is h ₄ <h≤h ₅ , then t _W = (t ₁ + t ₂ + t ₃ ) / 3; t _g = t ₆ ,

если уровень жидкости h>h₅, то t_ж=(t₁+t₂+t₃+t₄)/4; t_г=t₆.if the liquid level is h> h ₅ , then t _w = (t ₁ + t ₂ + t ₃ + t ₄ ) / 4; t _g = t ₆ .

Для исключения ошибок используют условие - датчик 5₁ (самый нижний) используют только для определения температуры жидкости, датчик 5₆ (самый верхний) используют только для определения температуры газа.To eliminate errors, use the condition - the sensor 5 ₁ (the lowest) is used only to determine the temperature of the liquid, the sensor 5 ₆ (the highest) is used only to determine the temperature of the gas.

На фиг. 3 приведена функциональная схема, поясняющая получение информации при измерении температуры в нескольких областях по вертикали в резервуаре с СУГ. Здесь данные (электрическая емкость С₀(h)) с блока 4 (радиочастотного датчика) и данные с блоков 5₁, 5₂, 5₃, 5₄, 5₅ и 5₆ (датчиков температуры) о соответствующих значениях t₁, t₂, t₃, t₄, t₅, t₆, температуры поступают в электронный блок 6 для совместной функциональной обработки. Выходным сигналом электронного блока 6, поступающим в регистратор 7, является масса сжиженного углеводородного газа в резервуаре.In FIG. 3 is a functional diagram explaining the receipt of information when measuring temperature in several areas vertically in a tank with LPG. Here, the data (electric capacitance C ₀ (h)) from block 4 (radio frequency sensor) and data from blocks 5 ₁ , 5 ₂ , 5 ₃ , 5 ₄ , 5 ₅ and 5 ₆ (temperature sensors) about the corresponding values of t ₁ , t ₂ , t ₃ , t ₄ , t ₅ , t ₆ , temperatures enter the electronic unit 6 for joint functional processing. The output signal of the electronic unit 6 entering the recorder 7 is the mass of liquefied petroleum gas in the tank.

Итак, согласно данному способу измеряемыми величинами являются:So, according to this method, the measured values are:

1) C₀(h)=C₀+C_s - электрическая емкость датчика, равная сумме приращения C_s емкости датчика от наличия в резервуаре с СУГ и емкости С₀ датчика в пустом резервуаре;1) C ₀ (h) = C ₀ + C _s is the electric capacitance of the sensor, equal to the sum of the increment C _{s of the} sensor capacitance from the presence in the tank with LPG and capacitance C _{0 of the} sensor in an empty tank;

2) значение температуры t₁ в одной области или в значения температуры t₁, t₂, t₃, t₄, t₅, t₆ в нескольких областях по вертикали в резервуаре с СУГ.2) the temperature value t ₁ in one region or the temperature values t ₁ , t ₂ , t ₃ , t ₄ , t ₅ , t ₆ in several vertical areas in a tank with LPG.

При этом известными неизменными или настраиваемыми перед началом измерений константами являются: l - высота резервуара; S - площадь сечения резервуара, которая может быть произвольной, но с известным законом измерения ее значения по вертикали; V₀ - полный объем резервуара (для вертикального цилиндрического резервуара V₀=l×S); С_l - погонная емкость датчика в вакууме, около 50 пФ/м; К - настроечный коэффициент, пересчитывающий диэлектрическую проницаемость в плотность (К=ρ_ж0/(ε_ж0-1), ρ_ж0=0,5297 г/см³ - плотность пропана при 0°C; ε_ж0=1,7148 - диэлектрическая проницаемость пропана при 0°C; K=0,5297/(1-1,7148)=0,741 г/см³); T_s - коэффициент температурной коррекции для вычислении плотности T_s=0,0006.In this case, the known constants that are constant or adjustable before starting measurements are: l - tank height; S is the cross-sectional area of the tank, which can be arbitrary, but with a known law of measuring its vertical value; V ₀ - the total volume of the tank (for a vertical cylindrical tank V ₀ = l × S); With _l is the linear capacitance of the sensor in vacuum, about 50 pF / m; K - adjusting coefficient is recalculated permittivity in density (K = ρ _x0 / (ε _x0 -1), ρ _x0 = 0.5297 g / ^cm3 - a density of propane at 0 ° C; ε = _x0 1.7148 - permittivity propane at 0 ° C; K = 0.5297 / (1-1.7148) = 0.741 g / cm ³ ); T _s is the temperature correction coefficient for calculating the density T _s = 0,0006.

При проведении измерений с применением радиочастотных датчиков в виде электрической емкости (конденсатора) или отрезка длинной линии часто применяются схемы, в которых такие датчики являются частотозадающими элементами колебательного контура. Для схем с датчиками в виде электрической емкости (конденсатора) резонансная частота f_p датчика есть

, где L - индуктивность, подсоединенная к датчику с эквивалентной емкостью С_э. Для схем с датчиками в виде отрезков длинной линии зависимости от определяемых физических параметров описываются точными трансцендентными уравнениями в неявном виде или в явном виде приближенными соотношениями, которые, тем не менее, достаточно точны для решения задач технологических измерений (см., например, монографию: Викторов В.А., Лункин Б.В., Совлуков А.С. Радиоволновые измерения параметров технологических процессов. М.: Наука. 1989. 280 с.).When making measurements using radio frequency sensors in the form of an electric capacitance (capacitor) or a length of a long line, circuits are often used in which such sensors are frequency-setting elements of the oscillating circuit. For circuits with sensors in the form of an electric capacitance (capacitor), the resonant frequency f _{p of the} sensor is

where L is the inductance connected to the sensor with an equivalent capacitance C _e . For circuits with sensors in the form of long line segments, the dependences on the determined physical parameters are described by exact transcendental equations in an implicit form or in explicit form by approximate relations, which, nevertheless, are accurate enough to solve technological measurement problems (see, for example, the monograph: Viktorov V.A., Lunkin B.V., Sovlukov A.S. Radio wave measurements of technological process parameters.M.: Nauka. 1989. 280 p.).

Для реализации данного способа измерения возможно применение различных конструкций радиочастотных датчиков. Также в качестве информативных параметров этих датчиков могут быть использованы их разные функциональные зависимости от уровня и диэлектрической проницаемости.To implement this measurement method, it is possible to use various designs of radio frequency sensors. Also, as their informative parameters, these sensors can use their various functional dependences on the level and permittivity.

Таким образом, предлагаемый способ реализуем с применением лишь одного радиочастотного датчика и датчиков температуры в нескольких областях по вертикали в резервуаре с СУГ. Он позволяет определять массу СУГ, содержащегося в емкости, с высокой точностью независимо от его фазового состояния и соотношения жидкой и газовой фаз, наличия кипения.Thus, the proposed method is implemented using only one radio frequency sensor and temperature sensors in several vertical areas in the tank with LPG. It allows you to determine the mass of LPG contained in the tank, with high accuracy, regardless of its phase state and the ratio of liquid and gas phases, the presence of boiling.

Claims (1)

Способ определения массы сжиженного углеводородного газа в резервуаре, при котором измеряют электрическую емкость радиочастотного датчика, располагаемого в резервуаре с сжиженным углеводородным газом, одновременно измеряют температуру в резервуаре с сжиженным углеводородным газом в нескольких областях в полости резервуара по вертикали с применением соответствующих датчиков температуры, выполняют совместное функциональное преобразование указанных электрической емкости и температуры, отличающийся тем, что производят усреднение значений температуры жидкой и газовой фаз путем обработки информации от всех датчиков температуры, находящихся соответственно в жидкой и газовой фазах, при этом датчики температуры, находящиеся ниже границы раздела жидкости и газа, используют для вычисления усредненного значения температуры жидкости, датчики температуры, находящиеся выше границы раздела жидкости и газа, - для вычисления усредненного значения температуры газа, показания датчиков температуры, находящихся вблизи границы раздела жидкости и газа, исключают, а о массе сжиженного углеводородного газа судят по результатам совместного функционального преобразования указанных электрической емкости и усредненных значений температуры жидкости и газа. A method for determining the mass of liquefied petroleum gas in a tank, in which the electrical capacitance of a radio frequency sensor located in a tank with liquefied petroleum gas is measured, at the same time, the temperature in the tank with liquefied petroleum gas is measured in several areas in the tank cavity vertically using appropriate temperature sensors, functional conversion of the indicated electric capacitance and temperature, characterized in that averaging the temperature of the liquid and gas phases by processing information from all temperature sensors located respectively in the liquid and gas phases, while temperature sensors below the interface of the liquid and gas are used to calculate the average temperature of the liquid, temperature sensors above the interface liquid and gas - to calculate the average value of the gas temperature, the readings of temperature sensors located near the interface between liquid and gas are excluded, and the mass is liquefied hydrocarbon gas is judged by the results of a joint functional transformation of the indicated electrical capacitance and the average values of the temperature of the liquid and gas.

Images