CN102207398B - 用于燃油终端结算的超声波流量测量的装置和方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及用于燃油终端结算的超声波流量测量的装置和方法。其装置包括两个或两个以上的独立的飞行时差法超声波测量单元，用于控制各个独立的超声波测量单元的控制电路，以及用于接收各超声波测量单元的测量结果并做进一步分析以计算出流量并将流量输出的上位处理器；其中所述两个或两个以上的独立的超声波测量单元依次串接，通过动态加权平均计算得到最终流量结果，降低时差测量随机误差的影响，提高小容积测量和标定的精度和重复性；各测量管段的直径适当收缩使之小于系统管路口径，提高流体的通过流速和雷诺数，以改善时差测量的分辨率和流量测量的精度和线性度。

Description

用于燃油终端结算的超声波流量测量的装置和方法

技术领域

本发明涉及一种测量液体燃油的体积流量的装置和方法，具体说，涉及用于提高燃油体积流量测量的精度稳定性和系统可靠性的装置和方法。

背景技术

超声波流量测量技术是近年来流量测控领域发展最快的技术之一，最显著的特点是其技术正在从一般的过程控制和水处理应用向高精度和贸易计量方向拓展。在天然气和油类产品的贸易计量中，DN100mm以上的大口径管道输送应用中已越来越广泛地采用了超声波流量测量装置，较小口径的燃油计量结算中应用高精度超声波流量测量的研究也已经开始成为技术前沿。超声波流量测量装置的最大优点是没有机械运动部件，磨损小，长期的精度稳定性很好，流阻小，节约能量。超声波流量测量装置在实际贸易计量应用中所遇到的主要问题是需要的被测流量过程较长或体积量较大，不适于计量流量脉动较大和标定体积较小的应用对象，相关的国外标准为此特别放宽了对超声波流量计量装置的最小体积标定的要求。在常用的小口径燃油终端结算设备中，由于流量脉动和小体积标定的本身行业特性，需要超声波流量测量的响应速度和抑制随机性的能力有进一步的提高。

超声波流量测量的主要优点是可以做到无直接接触，流阻小，测量流速范围大，长期精度稳定性好，维护少，使用灵活且寿命长等。特别是在腐蚀性，非导电流体和较大口径管道的应用中更是具有其它流量测量技术不可比拟的优势，近年来随着集成电路技术迅速发展开始得到广泛应用，在流量测量领域成为增长最快的一种技术，并且在很多应用中有取代其它种类流量计的趋势。以前超声波流量计多用于以水和污水为主的应用场合，精度要求和稳定性相对较低，技术发展到本世纪初石油天然气行业开始全面接受超声波流量计并在近期通过了一系列行业标准。随着技术的进步和相关标准的实施，高精度超声波流量测量的应用得到迅猛发展，超声波气体流量计已成为天然气主干管道和支线网贸易计量的首选方案，在油类液体的管道输送和贸易计量中也开始大量采用高精度超声波流量测量装置。

由于管道经济性的要求，绝大多数实际应用中的被测流体处于紊流状态，瞬时超声波测量的流速有很大的随机性。现有的高精度超声波流量测量装置无论是针对气体还是液体的应用都无一例外地采用了多声道(一般三个声道以上)、基于飞行时差法的技术方案，要解决的技术难题也是共同的，即：瞬时飞行时间测量的随机性和对流速分布场的流量计算补偿。对于常用的车用燃油结算终端设备其口径一般为DN20和DN35，在同一管道截面上设计多道超声波传感器因存在机械尺寸上的限制而无法实现，另一方面由于管道直径小造成有效超声波声道长度较小，更不利于对瞬时测量随机性的抑制，针对小管径应用出现了使管道弯曲而声波传播方向与流体流动方向平行的装置，常成为U形管或π形管，如附图1所示，这种装置的有效超声波声道长度大大增加，瞬时流速测量的随机性也得以减小，但实验和理论分析表明，由于声波传播速度的限制有效超声波声道长度L和系统的响应速度存在矛盾，单个U形管或π形管装置仍然无法满足燃油结算终端的流量测量要求，在燃油结算终端装置中常见的压力脉动和局部气泡也会对测量产生很大影响。

一般精度较高的超声波流量测量是基于飞行时差法的基本原理，其常用的表达式是：

$V=\frac{C^2}{2*L}*\mathrm{\ΔT}---\left(1\right)$

其中：V为计算得到的声道流速，C为流体的声速，L为有效声道长度，ΔT为顺流和逆流的声波传播时间差，即飞行时差。此处的声道流速是直接由飞行时差直接导出的沿声道的流场积分效果，一般情况下并不等于流经管道的平均流速，声道流速与平均流速的关系与声道设计、流体状态和流速分布都有关系。如图2、3所示，a为初始状态区，B为紊流分布过渡区，y1为理论紊流分布曲线，y2为理论层流分布曲线，由于管道设计的经济性要求，绝大多数应用中的流体是处于紊流状态的。封闭管道中的紊流流速分布可以表示为：

$V\left(r\right)=\mathrm{Vc}*{(1-\frac{r}{R})}^{\frac{1}{N}}---\left(2\right)$

其中：V(r)为流速场中任意点距离管道中心r处的流体速度，Vc为管道中心流体速度，R为管道半径，N为流速分布曲面的特征参数。

从理论上分析，平均流速Vavg是全部管道界面上的积分

$\mathrm{Vavg}=\frac{\underset{0}{\overset{R}{\∫}}\mathrm{Vc}*{(1-\frac{r}{R})}^{\frac{1}{N}}*2*\mathrm{\π}*r*\mathrm{dr}}{\mathrm{\π}*R^2}---\left(3\right)$

流量测量装置最终需要得到的是流体流量：

$F=A*\mathrm{Vavg}=2*\mathrm{\π}*R^2*\mathrm{Vavg}=\mathrm{Vc}*\underset{0}{\overset{R}{\∫}}2*{(1-\frac{r}{R})}^{\frac{1}{N}}*2*\mathrm{\π}*r*\mathrm{dr}=\mathrm{Vc}*\mathrm{fctr}\left(N\right)---\left(4\right)$

其中：F为计算流量值，fctr系数为一个与流场分布特征参数N有关的函数。

公式(1)-(4)所对应的计算方法，均为现有技术中常使用的，前提是要达到完全发展的紊流分布，这一般需要保证上游有10倍以上直径的准直管道，下游有5倍以上直径的准直管道，如图2所示，流场被扰动后需经过紊流过渡阶段才能达到理论的完全发展紊流分布。在U形管结构中即使在局部管道可以满足以上要求，由于前后的弯管部分流体在大部分管段位置是无法保证完全发展的紊流分布的，如图4所示，在流体流入和流出U形管结构的很长距离内不可能达到对称的紊流分布。综上所述，以假定理想紊流分布得出的流速分布特征值来求得fctr系数以得到流量的方法是不能适应实际管段弯曲的限制，另一方面在多数实际测量过程中要得到准确的流体密度和粘度信息以获得精确的雷诺数也是不现实的。

发明内容

本发明的首要目的是为了克服上述超声波流量测量技术在小口径管道中应用所存在的技术问题，提供用于燃油终端结算的超声波流量测量的装置，以提高测量系统的稳定性和响应速度，最终提高小容积测量和标定的精度和重复性，达到燃油结算终端的技术指标要求。

本发明采用以下技术方案来实现上述首要目的：用于燃油终端结算的超声波流量测量的装置，包括两个或两个以上的独立的超声波测量单元，用于控制各个独立的超声波测量单元的控制电路，以及用于接收各超声波测量单元的测量结果并做进一步分析以计算出流量并将流量输出的上位处理器；其中所述两个或两个以上的独立的超声波测量单元依次串接，使串接后所形成的整个超声波管道呈“S”形。

所述各超声波测量单元相互独立地进行飞行时差法流量测量。

所述每个超声波测量单元包括一对超声波传感器、一个带弯管且设有超声波传感器安装位置的测量管段、电子装置；每个超声波测量单元的测量管段和流量出入口呈“S”形，即测量管段的入口弯管与出口弯管在结构上对称但弯曲方向相反，入口弯管和出口弯管的轴线保持在同一平面上。

所述每个超声波测量单元的测量管段直径等于或小于燃油终端结算系统的管路口径，以提高流体流速和雷诺系数。

所述超声波传感器安装在所述测量管段上；且超声波传感器面对面准直，声波传播的轴线与测量管段直线部分的轴线重合。

本发明的另一目的是提供用于燃油终端结算的超声波流量测量的方法，所采用的技术方案如下：用于燃油终端结算的超声波流量测量的方法，基于上述任一项用于燃油终端结算的超声波流量测量的装置，由各个超声波测量单元分别测得各自的测量结果；所述各超声波测量单元相互独立地进行飞行时差法流量测量，并将测得的测量结果分别汇集到上位处理器；上位处理器采用系统冗余和状态判断算法计算最终流量，并对非正常情况进行报警。

所述系统冗余和状态判断算法依次包括以下步骤：

A、每个超声波测量单元分别发射和接收超声波信号，并独立使用飞行时差法计算管内液体流速；

B、上位处理器收集多路超声波测量信息；

C、上位处理器诊断系统状态；

D、当上位处理器诊断得出系统状态正常时，对多个超声波测量单元的测量结果权重，计算平均流速V_avg和流量F，再累计流量得到传送体积；当诊断得出系统状态为个别超声波测量单元偶发异常时，对良好的超声波测量单元的测量结果权重，计算V_avg和F，再累计体积流量，发出警告并记录异常信息；最后上位处理器向计量主板传送计算结果和状态参数；其中，V_avg为平均流速，F为流量；

E、当上位处理器诊断得出系统状态为严重异常时，停止计算保持累计体积流量信息，并记录异常信息，保存系统信息；然后中止超声波测量，并向计量主板报警。

与现有技术相比，本发明具有以下优点和有益效果：

1、使用多个独立的超声波测量单元，可以减小非完全发展的紊流分布对fctr系数的影响，减小飞行时差测量的随机性，提高了测量系统的精度和可靠性。

2、在各超声波测量单元都正常工作时，对所有单元的测量结果进行加权平均，可以减小单个超声波测量单元测量的瞬时随机波动，在达到相同随机波动幅的要求下减小仪表阻尼系数，从而提高测量系统的时间响应速度。加权系数的选择可以根据超声波信号质量或各超声波测量单元的具体设计决定。对于完全相同独立的超声波测量单元的组合在各超声波测量单元正常运行时可以将所有加权系数置为1。

3、单个超声波测量单元的顺流和逆流延时测量的信号发射和接收可同时进行，从而提高了系统的响应速度。声波在流体中往返传播需要与声道长度成正比的传播时间，各超声波测量单元对超声波信号进行分析计算也需要足够的时间，这两个时间的和决定了超声波测量单元的最快响应时间，根据前面的分析可知声道长度越长对测量的分辨率和对压制瞬时测量随机性越有利，但这与减少单次测量时间的要求相矛盾，同时进行顺流和逆流延时测量节省了一半传播时间，达到了提高系统响应速度的目的。通过提高超声波流量测量系统的响应速度可以提高测量流量脉动和在测量小容积应用上的测量精度，提高小容积标定的重复性，在小口径燃油终端结算的应用中有特别重要的意义。

4、上位处理器管理多个独立的超声波测量单元可以使系统有丰富的诊断功能和强适应性，当各超声波测量单元出现非正常差异时可以通过系统冗余判断算法确定异常的超声波测量单元，排除异常结果，诊断异常情况的发生过程，保证总体测量结果的可靠性，例如当有较大气泡或杂质流过时可以通过各超声波测量单元的测量实效顺序判断出问题。

5、根据冗余系统的丰富诊断功能可以在个别超声波测量单元出现异常时进行报警和记录，并根据异常的严重程度决定继续工作或停止工作，这对燃油终端结算装置有重要的意义，减少错误计量的风险。

附图说明

图1为常用U形管或π形管示意图。

图2为显示紊流分布的流速分布的发展过程示意图。

图3为显示实际测量过程中超声波在紊流中瞬时测量的随机性，图中对比了瞬时随即波动的范围和达到精度稳定性的波动范围的比较，可以看出需要较大的阻尼系数才能得到较稳定的流量值。

图4为显示常用弯管布置造成的流速分布不对称性的示意图。

图5为本发明测量装置中，超声波测量单元的一种实现形式，其中管段的入口弯管与出口弯管的弯曲方向相反，可以使弯管附近流速分布不对称性对超声波测量的影响相互抵消。

图6为图5的一种实现结构剖面图，并显示了测量管段的管径收缩结构，图中61、62为超声波传感器对，62为测量直管段，63为管径收缩和流体整流区域。

图7为本发明测量装置的一种实现方式，多个独立的超声波测量单元的串接示意图，其中各超声波测量单元结构相同，系统管道入口和出口在同一轴线上。

图8为本发明测量装置中，电路硬件的功能模块的一种实现形式。

图9为本发明测量方法中，上位处理器的系统控制程序流程的一种实现形式。

具体实施方式

下面结合附图，以一种较佳实施例对本发明进行详细说明。在不超出本发明的创新范围内还可以有多种传感器、管段结构和硬件软件的组合实施方式。

实施例

参见图5-8，本发明用于燃油终端结算的超声波流量测量的装置，包括以下结构：两个或两个以上的独立的超声波测量单元，用于控制各个独立的超声波测量单元的控制电路，以及用于接收各超声波测量单元的直接测量结果并做进一步分析以计算出流量并将流量输出的上位处理器；其中所述两个或两个以上的独立的超声波测量单元依次串接，使串接后所形成的整个超声波管道呈“S”形，从而使超声波管道弯曲部分对流速分布产生的畸变能够大部分相互抵消。各个超声波测量单元的工作频率可以相同，也可以且互不相同。每个超声波测量单元包括一对超声波传感器(如图6所示的61、62)、一个带弯管且设有传感器安装位置的测量管段63、电子装置，每个超声波测量单元的测量管段和流量出入口呈“S”形，即测量管段的入口弯管与出口弯管在结构上对称但弯曲方向相反，入口弯管和出口弯管的轴线仍然保持在同一平面上，测量管段63的两端为管径收缩及流体整流区64，如图5、6所示。每一个超声波测量单元测量的是全部流量。其中电子装置包括电子线路板和控制运算软件；超声波测量单元的测量管段直径等于或小于燃油终端结算系统的管路口径，如图7所示，以提高局部流体流速，即提高被测流体的雷诺数，减小紊流分布的不确定性。超声波传感器安装在所述超声波测量单元的测量管段上，且超声波传感器面对面准直，声波传播的轴线与测量管段直线部分的轴线重合。

如图7所示，在本实施例中，本发明装置采用三个独立的超声波测量单元，并将三个独立的超声波测量单元串接起来，超声波测量单元的测量管段直径约为系统管路口径的三分之二，从而使超声波测量单元的测量管段流速为普通管路流速的2倍。在这一具体实施方案中三个超声波测量单元结构完全相同，从而有利于零部件标准化，三个超声波测量单元的测量管段串接成回转形状有利于节省安装空间。在本实施例中弯管的设计使总入口和总出口的接口在同一轴线上，这样的布局有利于系统的封装，在实际应用中有利于在系统管路中装配，但是总入口和总出口的接口不在同一轴线上也不背离本发明的特征。

本发明使用的多对超声波传感器，每对超声波传感器直线对视；声道穿过超声波测量单元的管道的中轴线，与流速方向平行。由飞行时差直接计算得出的声道流速V可以近似为中心流速Vc，这样流量计算可简化为：

$F=\frac{C^2}{2*L}*\mathrm{\ΔT}*\mathrm{fctr}\left(N\right)---\left(5\right)$

流速分布特征参数N与流体的雷诺数有关：

$\mathrm{Re}=\frac{\mathrm{\ρ}*V*D}{\mathrm{\μ}}---\left(6\right)$

其中：Re为雷诺数，ρ为流体密度，V为流体流速，D为管道直径，μ为流体粘度。

对于完全发展的紊流分布一般可以使用以下经验公式得出流速分布特征值：

N＝1.66*log(Re)    (7)

所述超声波测量单元的电子线路板与系统的上位处理器电路板均置于同一个电子机盒中，从而可以集中安装，容易达到电子线路抗干扰的要求，更有利于对整个燃油计量系统进行防爆安全隔离。

所述三个超声波测量单元的超声波传感器采用不同频率，可以进一步减少超声波在管路中无规则传播对其它超声波测量单元所造成的干扰；但是各超声波传感器使用相同频率的实施方式也不背离本发明的特征。由于上述超声波传感器直接接触液体，为了适应大多数石油化工类的应用要求上述超声波传感器采用本质安全防爆设计，但是不使用防爆设计的实施方案也不背离本发明的特征。

上述各个超声波测量单元的控制运算软件是独立运行的，将测量结果和状态量汇总至上位处理器软件以进行总体状态判断和计算；并接收上位处理器软件的指令，控制超声波信号的发射和接收，处理接收信号，计算流速分布参数和平均流速，向上位处理器软件发送状态信息和计算结果。如图8所示，上位处理器软件的主要功能是控制多路超声波系统，实现多路冗余的流量算法和系统状态智能判断，向上层计量系统发送流量信息和状态信息；在发生异常时采取必要措施记录异常状况，报警或中止超声波系统运行。超声波测量单元的控制运算软件和上位处理器软件是功能上的区分，从物理加载方式上可以是嵌入在各自分立的电路板上，可以是嵌入在同一电路板上的不同处理器上，也可以是嵌入在同一处理器上的多线程运行的程序，以上的软件加载方式都不背离本发明的特征。

本发明基于上述装置的用于燃油终端结算的超声波流量测量的方法，由各个超声波测量单元分别测得各自的测量结果；各超声波测量单元相互独立地进行飞行时差法流量测量，并将测得的测量结果分别汇集到上位处理器；上位处理器采用系统冗余和状态判断算法计算最终流量，并对非正常情况进行报警。

其中，如图9所示，所述系统冗余和状态判断算法依次包括以下步骤：

A、每个超声波测量单元分别发射和接收超声波信号，并独立使用飞行时差法计算管内液体流速；

B、上位处理器收集多路超声波测量信息；

C、上位处理器诊断系统状态；

D、当上位处理器诊断得出系统状态正常时，对多个超声波测量单元的测量结果权重，计算平均流速Vavg和流量F，再累计流量得到传送体积；当诊断得出系统状态为个别超声波测量单元偶发异常时，对良好的超声波测量单元的测量结果权重，计算Vavg和F，再累计体积流量，发出警告并记录异常信息；最后上位处理器向计量主板传送计算结果和状态参数；其中，Vavg为平均流速，F为流量；

E、当上位处理器诊断得出系统状态为严重异常时，停止计算保持累计体积流量信息，并记录异常信息，保存系统信息；然后中止超声波测量，并向计量主板报警。

上述实施例为本发明较佳的实施方式，但本发明的实施方式并不受上述实施例的限制，其他的任何未背离本发明的精神实质与原理下所作的改变、修饰、替代、组合、简化，均应为等效的置换方式，都包含在本发明的保护范围之内。

Claims (6)

1.用于燃油终端结算的超声波流量测量的装置，其特征在于：包括两个或两个以上的独立的超声波测量单元，用于控制各个独立的超声波测量单元的控制电路，以及用于接收各超声波测量单元的测量结果并做进一步分析以计算出流量并将流量输出的上位处理器；其中所述两个或两个以上的独立的超声波测量单元依次串接；

所述每个超声波测量单元包括一对超声波传感器、一个带弯管且设有超声波传感器安装位置的测量管段、电子装置；每个超声波测量单元的测量管段和流量出入口呈“S”形，即测量管段的入口弯管与出口弯管在结构上对称但弯曲方向相反，入口弯管和出口弯管的轴线保持在同一平面上。

2.根据权利要求1所述的超声波流量测量的装置，其特征在于：所述各超声波测量单元相互独立地进行飞行时差法流量测量。

3.根据权利要求1所述的超声波流量测量的装置，其特征在于：所述每个超声波测量单元的测量管段直径等于或小于燃油终端结算系统的管路口径。

4.根据权利要求1所述的超声波流量测量的装置，其特征在于：所述超声波传感器安装在所述测量管段上；且超声波传感器面对面准直，声波传播的轴线与测量管段直线部分的轴线重合。

5.基于如权利要求1-4中任一项所述装置的用于燃油终端结算的超声波流量测量的方法，由各个超声波测量单元分别测得各自的测量结果；其特征在于：所述各超声波测量单元相互独立地进行飞行时差法流量测量，并将测得的测量结果分别汇集到上位处理器；上位处理器采用系统冗余和状态判断算法计算最终流量，并对非正常情况进行报警。

6.根据权利要求5所述的用于燃油终端结算的超声波流量测量的方法，其特征在于，所述系统冗余和状态判断算法依次包括以下步骤：

A、每个超声波测量单元分别发射和接收超声波信号，并独立使用飞行时差法计算管内液体流速；

B、上位处理器收集多路超声波测量信息；

C、上位处理器诊断系统状态；

D、当上位处理器诊断得出系统状态正常时，对多个超声波测量单元的测量结果权重，计算平均流速V_avg和流量F，再累计流量得到传送体积；当诊断得出系统状态为个别超声波测量单元偶发异常时，对良好的超声波测量单元的测量结果权重，计算V_avg和F，再累计体积流量，发出警告并记录异常信息；最后上位处理器向计量主板传送计算结果和状态参数；其中，V_avg为平均流速，F为流量；

E、当上位处理器诊断得出系统状态为严重异常时，停止计算保持累计体积流量信息，并记录异常信息，保存系统信息；然后中止超声波测量，并向计量主板报警。

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