InstrumExpert Communauté des Instrumentistes Forum d'entraide pour les ingénieurs instrumentistes

[Edit by="MODERATOR1"][/Edit] Ns mesurons le niveau du gasoil ds une colonne par deltaP, avec des colonnes de reference contenant de l'huile chaude comme liquide tampon, il se retrouve avec de l'eau ds ces colonne, ce qui provoque le decalage du niveau, qui est vraiment tres recurrent, cette eau provient des vapeurs de stripping! J'ai proposé un separateur a membrane pour le prochain arret, mais je souhaiterais savoir si vs n'avez pas d'autres solutions, et en attente de l'arret, que me proposez pour pallier un temps soit peu à ce probleme? je voudrais quand meme que apres reglage, cela dure quelque temps avant d'etre rappeler! Merci pour votre aide!

bonsoir, je doute que votre post est ca place, mais bon ! votre huile ne pourrait elle pas etre remplacée par ce que l'on appelait a mon époque ( peut etre par deformation ) du glycole, soit 50% de glycerine pure et 50% d'eau le melange etant ensuite mis dans un pot de condensation sur le piquage BP. Les piquage, HP et BP etaient calorifugés et equipés d'un tracage vapeur. Peut etre pourriez vous reflechir aussi sur une injection vapeur sur les piquages haut et bas. Procedé utilisé en petro pour mesurer les niveaux de fond de tour, notamment pour le debut de craquage, présence de lourd, limite goudron . cordialement

Bonjour, Pourquoi n'utiliseriez vous pas une mesure DeltaP à l'aide d'un manomètre différentiel. Celà vous permet de visualiser facilement la mesure, voire sur certains modèles de mettre des seuils. Si dans votre cas, le gazole présente un risque de colmatage ou bouchage, effectivement il faut installer des séparateurs pour s'affranchir de ce problème. Salutations

Bonjour success, compte tenu de la description de votre problème, celui-ci n'est pas lié à l'étalonnage, mais plutôt à l'adéquation du principe de mesure DP avec les spécificités du process. Vous êtes directement soumis aux variations de densité du liquide dans la colonne de référence. L'eau et l'huile n'ont pas la même densité et en plus si vous avez des variations de température, l'eau varie en densité, l'huile aussi (pas forcément dans les même proportions)... Autrement dit, il faudrait que le fluide dans la colonne de mesure soit le même que que dans ton contenant. Le plus simple est probablement de passer par un principe de mesure indépendant des variations de densité. A valider en fonction de toutes les conditions process, mais une mesure par radar à ondes guidées peut certainement faire l'affaire.

Bonjour A mon sens, le plus simple pour vous serait d'utiliser un radar à ondes guidées. L'installation se fait le plus souvent dans un stand pipe. Si vous avez toujours des condensats, vous pourriez tout à fait quantifier la quantité d'eau dans la fond par une seconde sortie 4/20 afin de savoir quand purger. Vous n'auriez plus aucune influence due à l'eau. Pour la température jusqu'à 150°C vous restez dans les matériels standards. En fonction de l'installation mécanique nul besoin d'attendre forcément votre arrêt. Espérant avoir pu vous aider. Salutations

Bonjour, pour faire suite à votre demande d'information au sujet d'une mesure de niveau. Il existe une technique ( trés utilisée dans le secteur naval, marine ...) / il s'agit de capteur capacitif . En fait , la cuve fait office d'une armature et une sonde fait office de l'autre armature . Le liquide ( gasoil,huile, eau ......) est l'equivalent du dielectrique . Ce systeme necessite une instrumentation puisque en fait plus le niveau est elevé et plus la valeur capacitive augmente elle aussi (c'est un peu comme si l'on separait les armatures d'un condensateur ou que l'on y mettait un isolant plus important) . J ecrois qu'AOIP instrum propose ce systeme. je cherche si je retrouve de la doc et je vous poste cela. a