Влагомер низкого диапазона: Инструкция по эксплуатации, страница 13

Дополнительный нагреватель используется в холодных условиях для поддержания  внутри блока электроники влагомера температуры не ниже 32°F (0°C). Нагреватель работает как автоматический термостат и потребляет 100 Вт от сети.

 Инструкция соединения

Присоедините сеть (линию AC) и нейтраль проводом 18 AWG или большего сечения  к блоку терминала  нагревателя как показано ниже.

 Предохранитель

Сборка нагревателя содержит внутренний предохранитель -  1А. Других заменяемых элементов нет.

Рис. B.2 (a). 240В - блок нагревателя с подсоединенными проводами.

ПРИЛОЖЕНИЕ C. ИНСТРУКЦИИ ДЛЯ КОМПЛЕКТА ЗАЗЕМЛЕНИЯ

Phase Dynamics, Part           2050-00018-000

Описание 

Этот комплект содержит провод 16 AWG с необходимыми элементами крепежа, который должен быть установлен между блоком электроники и секцией измерения. Провод обеспечивает вторичную «землю» между двумя частями влагомера и должен быть установлен в соответствии с указаниями для обеспечения безопасности.

Инструкция

1. Закрепить провод  внутри  секции измерения как показано в рисунке ниже, используя  10-24 винт  и контровочную шайбу.

2. Протянуть другой конец провода через поставляемый пользователем кожух, соединяющий две части прибора. Это удобно проделать при монтаже основного кабеля влагомера.

3. Отрезать лишнюю часть провода и зачистить изоляцию.

4.  Закрепите лепесток на проводе и установите внутри блока электроники.

ПРИЛОЖЕНИЕ D.

СРАВНЕНИЕ МЕТОДОВ  ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВОДЫ В СЫРОЙ НЕФТИ

Приведены три метода определения водного содержания - дистилляция, титрация и  разделение на центрифуге.  ASTM - обозначения : D4006, D4377 и D4007.

Таблица  B(1).

Метод	Код    ASTM	Типовой размер пробы	Воспроизводимость Reproducibility	Повторяемость Repeatability
Дистилляция	D4006	≥200 мл	0.08 %	0.11 %
Титрация	D4377	2-5 грамм	0.04 %	0.15 %
Центрифуга	D4007	100 мл	0.12 %	0.28 %

Таблица B(1). Сравнение методов определения воды в сырой нефти

   при влажности менее 1 %.

Repeatability - различие между последовательными (успешными) тестами, полученными тем же самым оператором, в одних и тех же условиях на идентичном испытательном материале. Воспроизводимость - различие между двумя независимыми анализами, полученными различными операторами в различных лабораториях на идентичном испытательном материале. И дистилляция, и титрация  подходят, чтобы проверить водное содержание  эмульсии.

ПРИЛОЖЕНИЕ E.  АВТОМАТИЧЕСКАЯ КОРРЕКТИРОВКА ПО ПЛОТНОСТИ

Влагомер Phase Dynamics калибруется на заводе на специальном масле. Если плотности нефти равна плотности этого масла, то не нужно устанавливать "Cal Factor" на ненулевое значение, и показания прибора будут соответствовать действительному водосодержанию нефти. Если плотность нефти отличается от плотности масла (что и имеет место быть в полевых условиях), то соответственно изменится и диэлектрическая проницаемость нефти. С ростом плотности нефти диэлектрическая проницаемость водонефтяной эмульсии возрастает, что приведет к завышению показаний прибором. Наоборот, для легких нефтей будет происходить занижение показаний влагосодержания. Необходимо вводить поправочный коэффициент ("К_п"), корректирующий влияние плотности на показания прибора.

Так, для нефти плотностью 846 кг/м³ К_п приблизительно равен

К_п  =  - 0.217 x density + (2.3557e -4) x Density^² - (9.6447e -8) x density^³ + 73.72  =

 [- 0.217 x 846] + [2.3557x 10^-4 x (846)² ] - 9.6447 x 10^-8 x (846) ³ + 73.72  = + 0.34

При нулевом водосодержании для нефти с плотностью 846 кг/м³ Phase Dynamics вычислит отрицательное значение -0,34% (при значении параметра "Cal Factor" равном нулю). Но отрицательное значение не отображается, прибор покажет ноль. Чтобы получить корректные показания, необходимо установить положительное значение "Cal Factor", равное или большее 0,34% (об установке "Cal Factor" см. инструкцию по эксплуатации).

Для сухой нефти плотностью 924 кг/м³ прибор покажет положительное водосодержание, хотя фактически вода в нефти отсутствует. Для согласования показаний прибора с данными лаборатории необходимо введение отрицательного "Cal Factor" (-1.76% в данном случае.

Уравнение коррекции влагомера Phase Dynamics по плотности нефти имеет следующий вид:

 

Corrected W/C = [Measured Water Cut - PDI Cal Factor + Flow Computer Offset] +

- 0.217 x density + 2.3557e-4 x Density^² - 9.6447e-8 x density^³ + 73.72

Где :  CorrectedW/C – откорректированное содержание воды

MeasuredWater = измеренное содержание воды, значение тока на выходе 4-20 мА, Modbus, а также то, что на индикаторе.

PDICalFactor = “Cal Factor”, введенный во влагомер для гарантии положительных показаний прибора. Может быть равен нулю для тяжелых нефтей (D> 860 кг/м³), для легких нефтей обычно вводят от 0,5 до 2,5% и выше.

FlowComputerOffset = коэффициент, вводимый во flow computer (PLC) для окончательного совмещения показаний с данными лаборатории.

Density = плотности нефти в потоке (без температурной коррекции); показания поточного плотномера

ВНИМАНИЕ: Коррекция показаний по плотности производится в PLC узла учета нефти, куда вводятся сигналы Measured Water и Density, и где производится коррекция по вышеуказанной формуле. Влагомер не имеет входа с плотномера.