CC BY
55
2015, № 1 (11)
УДК 621.317
К. Л. Куликовский, А. С. Паутова
АППРОКСИМАЦИОННАЯ МОДЕЛЬ ИНФОРМАЦИОННОГО СИГНАЛА В УЛЬТРАЗВУКОВОЙ СИСТЕМЕ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ ТВЕРДЫХ ЧАСТИЦ В ПОТОКЕ НЕФТИ В ТРУБОПРОВОДЕ
APPROXIMATION MODEL OF INFORMATIVE SIGNAL IN ULTRASONIC SYSTEM OF DETERMINATION OF PARAMETERS OF PARTICULATE MATTERS
Аннотация. Рассмотрена аппроксимационная модель сигнала в измерительной системе определения расхода нефти, а также регистрирующая в нефтяном потоке наличие частиц примесей с оценкой их размеров. Измерительная система содержит матрицу излучающих и приемных пьезоэлементов, позволяющих с использованием системы ультразвуковых лучей сканировать все сечение трубопровода.
Abstract. Considered an approximation model of the signal in the measuring system for determining the consumption of oil, as well as registering in the oil stream having particles of impurities to estimate their sizes. The measuring system contains a matrix of radiating and receiving elements, allowing system using ultrasonic beams to scan all the section of the pipeline.
Ключевые слова: модель сигнала, электроакустические преобразователи, матрица пьезоэлементов, сканирование сечения, твердые частицы.
K e y words: model signal, electro-acoustic converters, matrix piezo scanning cross section, solid particles.
В настоящее время актуальной задачей является определение наличия твердых частиц в нефтяном трубопроводе диаметром до 1 м, а также объемного расхода нефти [1].
В нефтяном потоке могут находиться различные твердые включения (частицы песка, глины, парафина). Оперативное их определение позволит с высокой эффективностью оптимизировать технологические параметры подготовки (очистки) нефти, а также определить ее расход.
В настоящей статье рассматривается модель сигнала в матричной измерительной системе, определяющей расход нефти и оценивающей количество твердых частиц в ее потоке.
Структурная схема системы (рис. 1) состоит из двух ленточных электроакустических преобразователей [2], на которых расположены N пьезоэлементов, контроллера КНТ, коммутатора К, генератора импульсов ГИ, средства отображения информации СОИ.
K. L. Kulikovskiy, A. S. Pautova
IN STREAM OF OIL IN PIPELINE
Рис. 1. Структурная схема информационно-измерительной системы с матрицей пьезоэлементов
Акустические излучатели - приемники ЭП1, ЭП2 - предназначены для излучения и приема ультразвуковых импульсов и расположены таким образом, чтобы сканировать все сечение трубопровода.
Преобразователи располагаются на трубопроводе противоположно друг другу и смещены по оси на расстояние L (не более двух диаметров трубопровода), при этом соответствующие номера элементов матрицы расположены друг против друга. Процесс электронного сканирования осуществляется ультразвуковым лучом, посылаемым элементами матрицы в поток нефти по линии «А», «В», огибая площадь измеряемого сечения трубопровода SH по виртуальной поверхности от точки f до точки g.
Контроллер КНТ содержит ряд вспомогательных элементов: таймер, пороговые элементы, ключи, блок обработки информации [3].
Принцип действия системы заключается в следующем.
Контроллер через коммутатор К подключает генератор импульсов ГИ к 1-му элементу матрицы ЭП1, переводя его в режим передачи акустического сигнала АС по направлению потока нефти. Сигнал фиксируется на приемной стороне первым элементом матрицы ЭП2. Время прохождения АС фиксируется контроллером. Далее АС посылается против потока нефти, и по разности времен прохождения сигнала определяется ее объемный расход.
Так как в составе нефти содержатся твердые частицы, при их пересечении АС ультразвукового луча АС ослабляется, и амплитуда приемного сигнала на элементе ЭП2 уменьшается.
Объемный расход нефти (с учетом твердых частиц) определяется выражением
V = sl(4 ~ tip) _п
t t 6 1
^прпо °i=О
(1)
где S - площадь поперечного сечения трубопровода; L - расстояние между элементами ЭП1 П N
и ЭП2; d3 - объем сферических частиц; t _ t^ - разность времени по направлению и
6 i=0
против направления потока нефти.
Амплитуда акустического сигнала зависит от размера твердой частицы. Затухание амплитуды сигнала будет иметь место в том случае, если диаметр частицы соизмерим или превышает длину волны акустического сигнала.
Амплитуда принятого сигнала [4] при встрече с частицей определяется выражением
Р'
Ро
S.
J к/ 2dS4
а sh
(2)
где Р0 - амплитуда излучения преобразователя; Sa _ площадь элемента матрицы; к - коэффициент отражения сигнала; S,j _ площадь частицы.
33
...............................2015л№ l.J.ll)..................
Осциллограмма относительного значения акустического сигнала I на рис. 2.
Uта
представлена
Рис. 2. Осциллограмма акустического сигнала при встрече с одной частицей
Интенсивность акустического сигнала при встрече ультразвукового луча с частицей находится из выражения
P' Х2 2
= 12
Po Sa
• Ac
(3)
где X - длина волны; Ac = —— коэффициент, характеризующий отражение сигнала от сфери-
4Х
ческих частиц; d - диаметр твердых частиц; I = — - коэффициент, характеризующий за-
Хх
держку принимаемого сигнала; х - расстояние от акустического элемента матрицы до частицы.
Зависимость изменения акустического сигнала амплитуды сигнала от длины волны определяется выражением
P' Х2
Po Хх
2 4,3d3 4,3S d3
Х3
Х3 х 2 ’
(4)
где Ac
4,3d3 Х3
- амплитуда сигнала, зависящая от длины звуковой волны и диаметра пьезо-
элемента.
Осциллограмма акустического сигнала при его встрече с двумя частицами представлена на рис. 3.
Рис. 3. Осциллограмма акустического сигнала при его встрече с двумя частицами
34
Измерение. Мониторинг. Управление. Контроль
Зависимость изменения амплитуды сигнала от размера сферической частицы выражается формулой
P p
P
4,3Sa 8-nr 3 a 3
4 л 3 2 —nk x 3
25,8Sa nk3 x2
(5)
4 3
где V = — nr3 - объем сферической частицы.
Соответствие объема частицы и ее плотности определяется выражением
P'
P0
25,8Sam nk3x2p ’
(6)
где p - плотность частицы; m - ее масса.
В составе транспортируемой нефти присутствуют различные компоненты примесей (глина, парафин, песок) [5]. На основании данных, полученных в результате анализа одного типа нефтяного потока на специальной установке (табл. 1) [6], определен средний вес частиц, равный 41 г, что примерно соответствует их размеру 0,2 см.
Таблица 1
Данные при анализе одного типа нефтяного потока
Цикл, n Результат измерения объемного расхода, м3 Масса твердых частиц mt (mi = ^бщр) в потоке (плотность контролировалась ареометром и составляла 850 кг/м3), г Массовая доля твердых частиц в контролируемом потоке, %
1 0,000088 75 0,044
2 0,000097 82 0,049
3 0,000071 60 0,035
4 0,000076 65 0,038
5 0,000082 70 0,041
Среднее значение массы частиц, определяемой из данных табл. 1, определяется из выражения
тср = - Z т =41 г. (7)
n i=\
В составе транспортируемой нефти присутствуют частицы с различными диаметрами (при предположении, что форма частиц близка к сферической), вероятность распределения размеров частиц по фракциям представлена в табл. 2.
Таблица 2
Вероятность распределения частиц в нефтяном потоке по фракциям
Основные параметры распределения частиц
Номер фракции dp , см •Л' P( dp,)
1 0,25 0,01
2 0,48 0,02
3 0,65 0,04
4 0,88 0,06
5 1 0,87
При обработке данных табл. 2 можно определить среднеквадратическое отклонение размера частиц о = 0,29 см. Следовательно, размер частиц в реальном нефтяном потоке лежит в пределах 0,25-1,0 см. Таким образом, акустический сигнал при пересечении его частицей в
35
2015,№l(llJ
нефтяном потоке будет изменяться в диапазоне порядка 25-100 % от его максимального значения, что и определяет динамический диапазон сигнала при его последующей обработке.
Следовательно, с помощью описанной системы можно определить объемный расход нефти в нефтепроводе, а также количество частиц (размер которых лежит в пределах от 0,25 до 1 см), присутствующих в потоке нефти, транспортируемой по магистральным трубопроводам.
Список литературы
1. Кремлевский, П. П. Расходомеры и счетчики количества вещества : справочник № 2 / П. П. Кремлевский. - 5-е изд., перераб. и доп. - СПб. : Политехника, 2004. - 412 с.
2. Паутова, А. С. Информационно-измерительная система объемного расхода нефти с учетом содержания твердых примесей / А. С. Паутова // Науковедение. - 2013. -№ 4 (17). - URL: http://naukovedenie.ru/PDF/52tvn413.pdf.
3. Автоматизированный учет нефти и нефтепродуктов при добыче, транспорте и переработке / А. Ш. Шатхутдинов [и др.]. - М. : Недра, 2002. - 417 с.
4. Голямина, И. П. Ультразвук. Маленькая энциклопедия / И. П. Голямина. - М. :
Советская энциклопедия, 1979. - 400 с.
5. Хаисуваров, К. И. Техника измерения давления, расхода, количества и уровня жидкости, газа и пара : учеб. пособие / К. И. Хаисуваров. - М. : Изд-во стандартов, 1990. - 287 с.
6. ГОСТ 6370-83. Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей. - М. : Стандартинформ, 2007. - 7 с.
Куликовский Константин Лонгинович Kulikovskiy Konstantin Longinovich
доктор технических наук, профессор, doctor of technical sciences, professor,
кафедра информационно-измерительной техники, sub-department of information
Самарский государственный технический университет E-mail: ims@samgtu.ru
Паутова Анна Сергеевна
аспирант,
Самарский государственный технический университет E-mail: ims@samgtu.ru
and measuring equipment, Samara State Technical University
Pautova Anna Sergeevna postgraduate student,
Samara State Technical University
УДК 621.317 Куликовский, К. Л.
Аппроксимационная модель информационного сигнала в ультразвуковой системе определения параметров твердых частиц в потоке нефти в трубопроводе / К. Л. Куликовский, А. С. Паутова // Измерение. Мониторинг. Управление. Контроль. - 2015. - № 1 (11). - С. 31-35.
