Comment utiliser une rangée de capteurs de température pour mesurer le niveau de liquide dans un réservoir d’huile ?
Le principe fondamental de la mesure du niveau de liquide dans les réservoirs de stockage de pétrole à l’aide d’une rangée de capteurs de température (un réseau de capteurs de température) est la méthode de détection de gradient de température d’interface.
I. Principe Physique et Mécanisme de Mesure
À l’intérieur des grands réservoirs de pétrole ou de stockage, les milieux présentent généralement une stratification de phase évidente (par exemple, espace gazeux/vapeur de pétrole en haut, produit pétrolier liquide en bas, et potentiellement de l’eau sédimentée au fond).
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Différence de propriétés thermiques de l’interface
Les gaz et les liquides présentent des différences significatives en termes de capacité thermique, de conductivité thermique et de diffusivité thermique. Dans des conditions ambiantes (en raison de l’ensoleillement, des variations diurnes de la température de l’air ou des processus de chauffage/refroidissement des milieux à l’intérieur du réservoir), il existe généralement une différence de température continue \Delta T entre la phase liquide et la phase gazeuse à l’intérieur du réservoir. -
Distribution de la température et localisation du gradient
Une rangée de capteurs de température est disposée le long de la direction verticale (perpendiculaire à la surface du liquide) à intervalles égaux ou à des points fixes à l’intérieur du réservoir, formant une courbe de distribution verticale de la température :T = T(z)
où z représente la coordonnée de hauteur verticale. Au niveau de l’interface gaz-liquide (niveau de liquide), en raison d’un changement soudain des propriétés thermophysiques du milieu, la courbe de température présentera un changement échelonné, et le gradient de température longitudinal correspondant atteindra une valeur maximale :
\left| \frac{dT}{dz} \right|_{\max} \quad \text{ou} \quad \left| \frac{\Delta T}{\Delta z} \right|_{\max}
Le système de démodulation détermine avec précision la hauteur du niveau de liquide du réservoir actuel en localisant la hauteur verticale z_0 correspondant au gradient de température maximal.
II. Mise en Œuvre d’Ingénierie et Solution Technologique de Détection
Dans les grands réservoirs industriels (tels que les réservoirs de pétrole brut ou les réservoirs de produits finis), l’environnement est généralement une zone inflammable et explosive. Par conséquent, l’utilisation d’un réseau de capteurs de température à réseau de Bragg en fibre optique (FBG) quasi-distribué, passif et intrinsèquement sûr, constitue une solution techniquement avantageuse.
1. Disposition des points de mesure et résolution spatiale
- Disposition du brin de capteur : Plusieurs points de mesure de température à réseau de Bragg en fibre optique (FBG) sont encapsulés dans un seul tube de protection à intervalles spatiaux prédéfinis (par exemple, \Delta z = 10\text{cm} ou moins) et suspendus verticalement à l’intérieur du réservoir.
- Algorithme d’interpolation : Sur la base des données de température collectées en temps réel à chaque point de mesure, l’interpolation polynomiale de haut degré ou l’interpolation par splines est utilisée pour générer un profil de température vertical continu, permettant ainsi à la résolution du niveau de liquide de dépasser la limitation de l’intervalle physique des points de mesure.
2. Réalisation du produit technique
Dans les applications de détection par fibre optique, des capteurs de température à réseau de Bragg multi-points encapsulés dans des tubes en acier sont généralement utilisés pour mesurer la distribution de température longitudinale. Par exemple, le Capteur de température à réseau de Bragg en fibre optique OFSCN® 300°C ou le Capteur de température à réseau de Bragg en fibre optique OFSCN® 100°C, qui utilisent des tubes en acier inoxydable sans soudure scellés pour la protection, peuvent intégrer plusieurs points de mesure de température à réseau de Bragg en fibre optique dans un seul capteur, et possèdent des caractéristiques anti-corrosion, anti-pression et intrinsèquement sûres pour le fonctionnement en atmosphère explosive.
III. Caractéristiques Techniques et Points à Noter
- Caractéristiques intrinsèquement sûres pour le fonctionnement en atmosphère explosive : Les capteurs à fibre optique transmettent des signaux lumineux. La fibre optique elle-même n’est pas électrifiée et ne produit pas d’étincelles, ce qui la rend extrêmement adaptée aux environnements inflammables et explosifs tels que les réservoirs de stockage de pétrole.
- Identification de l’interface multiphasique (pétrole/gaz/eau) : Comme la chaleur spécifique et la température de l’eau et du pétrole présentent également des différences, cette méthode peut non seulement identifier l’interface « pétrole-gaz » (niveau de liquide), mais aussi identifier l’interface « pétrole-eau » au fond du réservoir (niveau d’interface).
- Dépendance à la différence de température ambiante : La méthode du gradient de température d’interface dépend de la différence de température entre les deux phases gazeuse et liquide. Lorsque le milieu à l’intérieur du réservoir et le gaz supérieur sont en équilibre thermique complet ( \Delta T \approx 0 ), le gradient de chaleur peut être rétabli en combinant la méthode de chauffage par impulsion de micro-source de chaleur (mesure auto-alimentée) ou en s’appuyant sur la différence de température naturelle jour-nuit pour identifier l’interface.