СПОСОБ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ ВНУТРИ ТРУБОПРОВОДОВ Российский патент 2012 года по МПК G01L11/00 

Изобретение относится к акустической диагностике для использования в стационарных системах мониторинга магистральных нефтегазопроводов.

Известны устройства для контроля плотности или давления жидкости, содержащие генератор акустических колебаний, формирователь плоской акустической волны и измеритель звукового давления, которые дополнены пневматической емкостью и устройством перемещения чувствительного элемента. О плотности или давлении контролируемой среды судят по расстоянию от генератора акустических колебаний до поверхности чувствительного элемента, на котором происходит ступенчатое изменение фазы стоячей волны [1].

Недостатком данного способа и устройства является использование стоячей звуковой волны, что исключает возможность его использования внутри трубопровода с быстро движущимся потоком нефтепродукта.

Известны также способы и устройства для измерения плотности или давления нефтепродуктов, основанные на измерении частоты резонансных колебаний чувствительных элементов типа погруженного в среду камертона [2]. Эти способы предполагают наличие резонатора, датчиков колебаний резонатора и генератора, возбуждающего колебания. Резонансный чувствительный элемент взаимодействует со средой, в которой измеряют плотность или давление, в результате взаимодействия со средой изменяется его резонансная частота. Функциональная зависимость между частотой резонанса и давлением предполагается известной, что позволяет вычислять давление по измеренной частоте. Недостатком такого способа и устройства является возможность налипания на стенках резонатора твердой фазы нефтепродукта, что нарушает его работоспособность.

Наиболее близким по технической сущности и совокупности признаков к заявленному является способ и устройство для бесконтактного измерения давления в сосуде [3]. Способ заключается в том, что внутри емкости размещают резонансный чувствительный элемент из магнитопроводящего материала, выполненный в виде пластины, жестко соединенной с вибрирующим по длине стержнем, и возбуждают в нем акустические продольные колебания с помощью электромагнитного источника возбуждения в форме соленоида. Давление внутри сосуда измеряют по резонансной частоте колебаний чувствительного элемента. Для подключения выводов обмотки соленоида к электронной измерительной схеме в стенке сосуда устанавливают герметичный токоввод с проходным изолятором. Недостатком этого способа и технической реализации, с точки зрения поставленной задачи, является размещение чувствительного элемента внутри трубопровода в быстро движущемся потоке нефтепродукта. В магистральных трубопроводах размещение каких-либо устройств внутри трубы не допускается, так как эти устройства создают препятствие потоку продукта и способствуют отложению твердой фазы на стенках трубы. Другим недостатком конструкции прототипа является наличие сквозных отверстий в трубе под выводы соленоида, что существенно усложняет технологию производства и снижает эксплуатационную надежность трубопровода.

Задачей настоящего изобретения является создание способа и устройства, позволяющего измерять давление среды внутри трубопровода, свободного от указанных недостатков аналогов и прототипа.

Указанная цель достигается предлагаемым способом измерения давления внутри трубопровода и устройством, реализующим этот способ.

1. Способ измерения давления в магистральных нефтегазопроводах, использующий естественный шум перекачиваемого продукта, заключается в том, что на наружной поверхности трубопровода устанавливают датчики вибраций и с их помощью регистрируют в компьютере спектр шумового сигнала, содержащий спектральные составляющие вибраций собственных резонансных частот трубопровода, при этом давление рассчитывают по формуле, устанавливающей функциональную зависимость между давлением и частотой резонансных гармоник.

2. Устройство для измерения давления в магистральных нефтегазопроводах по п.1, содержащее датчики вибраций с буферными усилителями, установленные на поверхности трубопровода на фиксированных расстояниях порядка нескольких километров и подключенные к системному компьютеру линиями связи через мультиплексор, полосовой фильтр и аналого-цифровой преобразователь (АЦП), характеризуется тем, что на выходе АЦП установлен микропроцессорный спектроанализатор высокого разрешения с алгоритмом быстрого преобразования Фурье, выделяющим собственные резонансные частоты трубопровода, по которым системным компьютером вычисляется давление в каждом сечении трубопровода.

Преимущество предлагаемого способа измерения давления, позволяющего устранить недостатки аналогов и прототипа, заключается в отсутствии сквозных отверстий в стенке трубы и каких-либо устройств внутри трубы, что повышает эксплуатационную надежность и увеличивает срок службы измерительного устройства.

Устройство для реализации данного способа измерения давления в определенных сечениях трубопровода имеет преимущество над аналогами и прототипом в простоте конструкции, экономичности электропитания и минимальном наборе технических средств для решения поставленной задачи.

Простота конструкции достигается тем, что в каждом сечении трубопровода, в котором требуется измерять давление продукта, устанавливается минимальный набор технических средств, включающих только датчик вибраций с буферным усилителем. Используются преимущественно датчики пьезокерамического типа, не требующие электропитания. Буферный усилитель в микросхемном исполнении, необходимый для согласования датчика с линией связи, имеет очень малое энергопотребление. Остальные устройства, входящие в состав измерительной схемы: полосовой фильтр, АЦП, микропроцессорный анализатор спектра шумового сигнала, подключаются линиями связи через мультиплексор к системному компьютеру и находятся на стороне системного компьютера в одном экземпляре, поскольку являются общими для всей цепочки первичных датчиков, установленных вдоль трассы газопровода.

Необходимая точность измерения давления, порядка 1% от диапазона измерения 25 МПа, обеспечивается строгой и однозначной зависимостью частоты собственных резонансных гармоник трубы от давления. Зависимость частоты резонансных гармоник от температуры учитывается введением поправок в результат измерения давления. Температура трубы измеряется отдельными датчиками.

Работа устройства для измерения давления внутри трубопровода происходит следующим образом. Шум потока перекачиваемого продукта создает вибрации стенки трубы в полосе частот от 0,05 до 10 кГц с относительно равномерным спектром. В этом спектре выделяются по амплитуде отдельные составляющие, обусловленные собственными резонансными гармониками трубы. Частота гармоник зависит от напряженного состояния стенки трубы, обусловленного внутренним давлением. Эффект зависимости резонансной частоты от механического напряжения эквивалентен возбуждению натянутой струны, у которой частота собственных колебаний возрастает при увеличении натяжения. Датчики вибраций воспринимают колебания трубы и передают их в линию связи через согласующий буферный усилитель. Из полного спектра шумов фильтром выделяется полоса, в которой расположены собственные резонансные частоты трубы. Зависимость частоты резонансных гармоник трубопровода от давления может быть описана эмпирической формулой, например, в виде степенного полинома второй степени.

Резонансные частоты трубопровода при диаметре стальной трубы порядка 1 м находятся в диапазоне от 0,3 до 2 кГц. После фильтрации шумовой сигнал вместе с резонансными гармониками преобразуется в цифровую форму с помощью АЦП. С выхода АЦП сигнал поступает на вход микропроцессорного анализатора спектра с высоким разрешением на уровне 0,1 Гц. С помощью алгоритма быстрого преобразования Фурье анализатор спектра выделяет резонансные гармоники колебаний трубопровода с наибольшей амплитудой и измеряет точное значение их частоты. Данные из анализатора спектра поступают в системный компьютер, в котором производится расчет внутреннего давления, например, согласно формуле степенного полинома второй степени:

P=α·Δf+bΔf²+cf₀(20-T),

где Р - измеряемое давление;

а, b, с - градуировочные коэффициенты;

Δf - приращение частоты резонансной гармоники;

f₀ - номинальное значение частоты;

Т - температура стенки трубы.

В этой формуле коэффициенты а и b характеризуют крутизну зависимости частоты резонансов от давления, а коэффициент с - зависимость частоты от температуры. Требования высокого разрешения спектрального анализа по частоте обусловлены относительно малым приращением частоты резонансов в полном диапазоне давлений - порядка 30÷70 Гц при номинальном значении 1600 Гц.

Лабораторно-стендовые испытания опытного образца устройства подтвердили его работоспособность, надежность функционирования в полном диапазоне влияющих внешних условий и ожидаемую точность измерений давления на уровне 1% от диапазона.

Источники информации

1. RU 2045029, 27.09.1995 "Устройство для измерения плотности жидкости".

2. RU 2124714, 10.01.1999 "Устройство для измерения плотности жидкости".

3. RU 2273007, 27/03/2010 "Устройство для бесконтактного измерения давления в сосуде" (прототип).

Изобретение относится к акустической диагностике и может быть использовано в магистральных нефтегазопроводах. Давление перекачиваемого по трубопроводу продукта измеряют методом спектрального анализа технологических вибраций трубы с помощью информационно-измерительной системы, включающей в себя датчики вибраций, связанные кабельными линиями с системным компьютером диспетчерского пункта. Способ измерения давления внутри трубопровода заключается в определении частоты собственных резонансов трубы с последующим расчетом давления по формуле, устанавливающей функциональную связь частоты с давлением. Для реализации указанного выше способа также предложено устройство, содержащее датчики вибраций с буферными усилителя, установленные на поверхности трубопровода, мультиплексор, фильтр и АЦП. На выходе АЦП установлен спектроанализатор с алгоритмом быстрого преобразования Фурье. Технический результат: повышение функциональных возможностей устройства. 2 н.п. ф-лы.

1. Способ измерения давления в магистральных нефтегазопроводах, использующий естественный шум перекачиваемого продукта, заключается в том, что на наружной поверхности трубопровода устанавливают датчики вибраций и с их помощью регистрируют в компьютере спектр шумового сигнала, содержащий спектральные составляющие вибраций собственных резонансных частот трубопровода, при этом давление рассчитывают по формуле, устанавливающей функциональную зависимость между давлением и частотой резонансных гармоник.

2. Устройство для измерения давления в магистральных нефтегазопроводах по п.1, содержащее датчики вибраций с буферными усилителями, установленные на поверхности трубопровода на фиксированных расстояниях порядка нескольких километров и подключенные к системному компьютеру линиями связи через мультиплексор, полосовой фильтр и аналого-цифровой преобразователь (АЦП), характеризуется тем, что на выходе АЦП установлен микропроцессорный спектроанализатор высокого разрешения с алгоритмом быстрого преобразования Фурье, выделяющим собственные резонансные частоты трубопровода, по которым системным компьютером вычисляется давление в каждом сечении трубопровода.