RU2476763C2 - Method of defining fluid pressure wave propagation velocity in pipeline - Google Patents
Method of defining fluid pressure wave propagation velocity in pipeline Download PDFInfo
- Publication number
- RU2476763C2 RU2476763C2 RU2010145302/06A RU2010145302A RU2476763C2 RU 2476763 C2 RU2476763 C2 RU 2476763C2 RU 2010145302/06 A RU2010145302/06 A RU 2010145302/06A RU 2010145302 A RU2010145302 A RU 2010145302A RU 2476763 C2 RU2476763 C2 RU 2476763C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pressure
- section
- pipeline
- propagation
- velocity
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к области гидравлики и предназначено для контроля технических характеристик магистральных трубопроводов, проложенных как на суше, так и в водной среде. Обеспечивается оценка скорости распространения волн скачков давления по трубопроводу в режиме реального времени.The invention relates to the field of hydraulics and is intended to control the technical characteristics of pipelines laid both on land and in the aquatic environment. Provides an estimate of the speed of propagation of waves of pressure surges through the pipeline in real time.
Известен ряд способов контроля технического состояния трубопроводов, предусматривающих оценку средней скорости распространения волн скачков давления по трубопроводу.There are a number of methods for monitoring the technical condition of pipelines, providing an estimate of the average velocity of propagation of waves of pressure surges through the pipeline.
В частности, известен способ определения местоположения источников акустической эмиссии в трубопроводах, заключающийся в том, что по длине трубопровода размещают преобразователи, регистрируют сигналы акустической эмиссии каждым преобразователем и определяют расстояние от источника акустической эмиссии до преобразователя с учетом разности времен прихода гармонических составляющих акустического сигнала с частотами f1 и f2, f1<f2 и групповыми скоростями C1 и C2 и мод нормальной волны с центральными частотами f1 и f2, по длине трубопровода размещают парами на расстоянии, равном или меньшем зоны контроля одиночного преобразователя, и расстоянии между преобразователями, кратном отношению C1/f1, направление на источник акустической эмиссии определяют по последовательности прихода сигналов акустической эмиссии на преобразователи пары, суммируют сигналы каждой пары с частотой f1 без фазового согласования, а с частотой f2 - после фазового согласования, определяют разность времен прихода полученных сигналов, а вид источника акустической эмиссии оценивают по соотношению амплитуд частотных компонент f1 и f2 гармонических составляющих акустических сигналов (RU №2010227).In particular, a known method for determining the location of acoustic emission sources in pipelines is that transducers are placed along the length of the pipeline, acoustic signals are recorded by each transducer, and the distance from the acoustic emission source to the transducer is determined taking into account the difference in the arrival times of harmonic components of the acoustic signal with frequencies f 1 and f 2 , f 1 <f 2 and group velocities C 1 and C 2 and normal wave modes with center frequencies f 1 and f 2 along the length of the pipeline and placed in pairs at a distance equal to or less than the control zone of a single transducer, and the distance between the transducers, a multiple of the ratio C 1 / f 1 , the direction to the acoustic emission source is determined by the sequence of arrival of acoustic emission signals to the pair transducers, the signals of each pair with a frequency f 1 without phase matching, and with frequency f 2 after phase matching, determine the difference in the arrival times of the received signals, and the type of acoustic emission source is estimated by the ratio of itud frequency components f 1 and f 2 harmonic components of acoustic signals (RU No. 2010227).
Известен способ испытаний трубопровода, основанный на нагнетании среды перекачивающей установкой из источника в испытуемый трубопровод с давлением, равным давлению в источнике, с последующим подъемом давления до заданной величины и регистрацией расхода, температуры, давления среды, отличающийся тем, что первоначально рассчитывают параметры испытаний трубопровода, моделируют изменение во времени испытательного давления, скорости его подъема, расхода среды, температуры среды в объеме заполняемого средой трубопровода, обеспечивающих стационарность процесса нагружения трубопровода, рассчитывают время прохождения импульса давления при нагружении испытуемого трубопровода, указанные параметры сравнивают с заданными допусками, рассчитанными с учетом прочности материала труб, сварных соединений и по результатам моделирования устанавливают предельные значения параметров регулирования режимов работы перекачивающей установки с учетом потерь давления во всасывающем, нагнетательном и испытуемом трубопроводах, задают значения рабочих параметров процесса испытаний, предварительно полученные в результате моделирования, непрерывно регистрируют и контролируют их изменение в процессе испытаний, фиксируют появление их пороговых значений, устанавливают соответствующие этим пороговым значениям параметры управления режимами работы перекачивающей установки в течении каждого из интервалов времени заполнения и последующего нагнетания среды в испытуемый трубопровод до заданных предельных значений испытательного давления, выдержки всего объема среды до стабилизации давления и выравнивания температуры по длине трубопровода. Причем до заполнения трубопровода средой рассчитывают частоту и период прохождения импульсов, пропорциональных расходам среды, имитируют производительность перекачивающей установки в пределах рабочего регулирования путем генерации указанных выше импульсов от внешнего источника импульсного тока и с учетом паспортного значения константы преобразования импульсного выхода расходомера, в дальнейшем используемого в процессе испытаний, рассчитывают рабочие характеристики испытаний в виде графиков зависимости испытательного давления от объемов среды, нагнетаемой в испытуемый трубопровод (RU №2296310).A known method of testing a pipeline, based on the injection of a medium by a pumping unit from a source into a test pipeline with a pressure equal to the pressure in the source, followed by a rise in pressure to a predetermined value and recording a flow rate, temperature, pressure of the medium, characterized in that the parameters of the pipeline tests are initially calculated, simulate the change in time of the test pressure, its rise rate, flow rate, temperature of the medium in the volume of the pipeline filled with medium, providing the stationaryness of the pipeline loading process, the transit time of the pressure pulse when loading the test pipe is calculated, these parameters are compared with the specified tolerances calculated taking into account the strength of the pipe material, welded joints and the simulation results establish the limiting values of the control parameters of the pumping unit operating modes taking into account pressure losses in the suction , discharge and test pipelines, set the values of the operating parameters of the test process, etc. digested as a result of the simulation, they continuously record and control their change during the test, record the appearance of their threshold values, set the parameters for controlling the operating modes of the pumping unit corresponding to these threshold values during each of the intervals of time for filling and subsequent pumping of the medium into the test pipeline to the specified limit values of test pressure, exposure of the entire volume of the medium to stabilize the pressure and equalize the temperature about the length of the pipeline. Moreover, before filling the pipeline with the medium, the frequency and the period of passage of pulses proportional to the flow rates of the medium are calculated, the performance of the pumping unit is simulated within the operating regulation by generating the above pulses from an external pulse current source and taking into account the passport value of the conversion constant of the pulse output of the flow meter, which is further used in the process tests, calculate the test performance in the form of graphs of the test pressure from the volume of medium pumped into the test pipeline (RU No. 2296310).
Известен способ измерения перемещения жидкости или газа в трубопроводе путем расчета разности времен прохождения ультразвуковых сигналов между двумя датчиками в прямом и обратном направлениях, причем одновременно возбуждают два датчика от одного средства возбуждения, затем одновременно измеряют сигналы, полученные каждым датчиком от другого датчика, осуществляют синхронное преобразование в цифровую форму сигналов, полученных каждым датчиком, а при расчете разности времен прохождения ультразвуковых сигналов между двумя датчиками определяют функцию взаимной корреляции сигналов датчиков. В частных случаях реализации способ предусматривает расчет разности времен прохождения ультразвуковых сигналов между двумя датчиками, включает поиск максимума функции взаимной корреляции сигналов, полученных датчиками, расчет разности времен прохождения ультразвуковых сигналов между двумя датчиками в прямом и обратном направлениях, включает расчет преобразования Хилберта для функции взаимной корреляции сигналов, полученных датчиками. При этом поиск нулевых значений преобразования Хилберта осуществляют с помощью полиномной интерполяции преобразования Хилберта, предпочтительно с помощью полинома третьего порядка, устанавливают эталон времени путем измерения времени распространения ультразвуковых сигналов за пределами оболочки трубопровода, для установки эталона времени осуществляют измерение интервалов времени прохождения сигналов между датчиками для двух жидкостей или газов, движущихся с разной скоростью, которая известна, осуществляют коррекцию значений величин времени распространения ультразвуковых сигналов за пределами оболочки трубопровода в зависимости от температуры (RU №2234682).A known method of measuring the movement of liquid or gas in a pipeline by calculating the difference in the transit times of ultrasonic signals between two sensors in the forward and reverse directions, at the same time, two sensors are excited from one excitation means, then the signals received by each sensor from another sensor are simultaneously measured, synchronized conversion in digital form of the signals received by each sensor, and when calculating the difference in the transit times of ultrasonic signals between two sensors, limit the cross-correlation function of the sensor signals. In special cases of implementation, the method provides for calculating the difference in transit times of ultrasonic signals between two sensors, includes searching for the maximum of the cross-correlation function of the signals received by the sensors, calculating the difference in transit times of ultrasonic signals between two sensors in the forward and reverse directions, includes calculating the Hilbert transform for the cross-correlation function signals received by sensors. In this case, the search for zero values of the Hilbert transform is carried out using polynomial interpolation of the Hilbert transform, preferably using a third-order polynomial, a time standard is established by measuring the propagation time of ultrasonic signals outside the pipeline shell, and to establish a time standard, signal time intervals between the sensors are measured for two liquids or gases moving at different speeds, which is known, carry out the correction of the values of Ichin propagation time of ultrasonic signals outside the casing pipe depending on the temperature (RU №2234682).
Наиболее близким к заявляемому является способ определения скоростей в газовых и жидкостных объемах, заключающийся в измерении пульсаций температуры, при котором осуществляют MT/dT+1 измерений, где T - период измерений, dT - время между измерениями, затем результаты измерений обрабатывают методом спектрального анализа, при этом рассчитывают сдвиг по времени 
Недостатками известных способов является узость функциональных возможностей, не обеспечивающая определения скорости распространения волн в режиме реального времени, низкая точность получаемых результатов.The disadvantages of the known methods is the narrowness of functionality that does not provide for determining the speed of wave propagation in real time, low accuracy of the results.
Технической задачей изобретения является создание эффективного способа определения скорости распространения волн давления текучей среды по трубопроводу и расширение арсенала способов определения скорости распространения волн давления текучей среды по трубопроводу.An object of the invention is to provide an effective method for determining the velocity of propagation of pressure waves of a fluid through a pipeline and expanding the arsenal of methods for determining the velocity of propagation of waves of pressure of a fluid through a pipeline.
Технический результат, обеспечивающий решение поставленной задачи, состоит в расширении функциональных возможностей, упрощении конструкции, повышении точности, надежности и быстродействия за счет эффективного и оперативного контроля параметров волны на этапе ее возникновения в режиме реального времени.The technical result, which provides a solution to the problem, consists in expanding the functionality, simplifying the design, increasing accuracy, reliability and speed due to effective and operational control of the wave parameters at the stage of its occurrence in real time.
Сущность изобретения состоит в том, что способ определения скорости распространения волн давления текучей среды по трубопроводу предусматривает получение меток времени с заданным равномерным интервалом, одновременное измерение давления перекачиваемой среды в двух сечениях на каждом конце контрольного участка трубопровода, расположенных на расстоянии между ними, составляющем от 0,001 до 0,04 длины этого участка трубопровода, сравнение значений давления в двух сечениях на каждом конце участка между собой и регистрацию волны давления в случае синхронного протекания на обоих концах участка ступенчатого изменения давления, при котором на одном конце участка трубопровода ступенчатое изменение давления во внутреннем сечении произошло раньше, чем во внешнем, а на другом конце участка трубопровода ступенчатое изменение давления во внутреннем сечении произошло позже, чем во внешнем, с последующим распознаванием направления и определением скорости распространения волн давления текучей среды по меткам времени, соответствующим ступенчатому изменению давления на обоих концах участка, и контролем нахождения этой скорости в допустимых пределах.The essence of the invention lies in the fact that the method of determining the velocity of propagation of waves of pressure of the fluid through the pipeline involves obtaining time stamps with a given uniform interval, the simultaneous measurement of the pressure of the pumped medium in two sections at each end of the control section of the pipeline, located at a distance between them of between 0.001 up to 0.04 lengths of this section of the pipeline, comparing the pressure values in two sections at each end of the section with each other and registering the pressure wave in there is a synchronous flow at both ends of the stepwise pressure change section, at which at one end of the pipeline section the stepwise pressure change in the internal section occurs earlier than in the external, and at the other end of the pipeline section, the stepwise pressure change in the internal section occurs later than in the external, with subsequent recognition of the direction and determination of the velocity of propagation of the pressure waves of the fluid according to time marks corresponding to a stepwise change in pressure at both ends plot, and control over finding this speed within acceptable limits.
Предпочтительно, измерение давления в двух сечениях на каждом конце участка трубопровода осуществляется с помощью датчиков давления, а определение скорости распространения волн давления текучей среды по трубопроводу осуществляют из соотношения:Preferably, the pressure measurement in two sections at each end of the pipeline section is carried out using pressure sensors, and the velocity of the propagation of pressure waves of the fluid through the pipeline is determined from the ratio:
C=S*(L2-L1)/(T2-T1), где:C = S * (L2-L1) / (T2-T1), where:
L1, L2 - координаты концов участка, м;L1, L2 - coordinates of the ends of the plot, m;
T1, Т2 - метки времени прохода волны давления на концах участка, сек;T1, T2 - time stamps of the passage of the pressure wave at the ends of the section, sec;
S - безразмерный признак направления волны давления, S=+1, если волна прошла в направлении движения текучей среды; S=-1, если волна прошла в направлении, противоположном направлению движения текучей среды;S is a dimensionless sign of the direction of the pressure wave, S = + 1, if the wave passed in the direction of fluid motion; S = -1, if the wave passed in the direction opposite to the direction of motion of the fluid;
C - скорость распространения волн давления, м/сек.C is the velocity of propagation of pressure waves, m / s.
Предпочтительно синхронное протекание фиксируется, если абсолютное значение разности меток времени, соответствующих сравниваемым значениям давления, не больше заданной величины задержки по времени, а получение меток времени осуществляется с помощью приемника GPS, сравнение значений давления в двух сечениях на каждом конце участка между собой и определение направления распространения волн давления осуществляют с помощью локального узла, включающего локальный контроллер, к которому подключены датчики давления и приемник GPS на этом конце участка трубопровода, при этом каждый локальный контроллер проверяет направление волн давления от пары соседних датчиков давления и производит передачу соответствующих меток времени в центральный контроллер, определение скорости распространения волн давления текучей среды осуществляют по информации, получаемой от обоих локальных контроллеров о метках времени и направлении волн давления, с помощью центрального контроллера, контролирующего нахождение значения скорости распространения волн давления в допустимых пределах или вне этих пределов.Preferably, the synchronous flow is fixed if the absolute value of the difference of the time stamps corresponding to the compared pressure values is not greater than the specified time delay, and the time stamps are obtained using the GPS receiver, comparing the pressure values in two sections at each end of the section with each other and determining the direction the propagation of pressure waves is carried out using a local node, including a local controller, to which pressure sensors and a GPS receiver are connected at this point e of the pipeline section, with each local controller checking the direction of pressure waves from a pair of adjacent pressure sensors and transmitting the corresponding time stamps to the central controller, determining the speed of propagation of pressure waves of the fluid is carried out according to information received from both local controllers about the time stamps and direction of waves pressure, using a central controller that controls whether the speed of the propagation of pressure waves is within or outside quiet limits.
На чертеже изображена схема комплекса для реализации способа определения скорости распространения волн давления текучей среды по трубопроводу.The drawing shows a diagram of a complex for implementing a method for determining the velocity of propagation of pressure waves of a fluid through a pipeline.
Комплекс содержит две пары датчиков 2 давления на трубопроводе 1, установленных парами на расстоянии 50-200 метров между соседними датчиками 2 в каждой паре, локальные программируемые логические контроллеры 3, датчики временных меток в виде GPS приемников 4, линии 5 связи, центральный контроллер 6 и автоматизированное рабочее место 7 оператора (персональный компьютер 7). Датчики 2 выполнены с временем срабатывания не более 1 мсек (миллисекунд). Пары датчиков 2 располагаются на границах контрольного участка трубопровода 1, расстояние между двумя парами датчиков, т.е. длина контрольного участка, составляет 5000-50000 м. Таким образом, датчики 2 установлены на расстоянии между ними на каждом конце контрольного участка, составляющем от 0,001 до 0,04 длины этого участка трубопровода 1. Один из датчиков 2 в каждой паре является внутренним по отношению к контрольному участку, а другой - внешним. Соотношение расстояний между датчиками 2 в каждой паре и длиной участка выбрано из условия минимального влияния гидравлических потерь по длине участка на результаты контроля.The complex contains two pairs of pressure sensors 2 on the pipeline 1, installed in pairs at a distance of 50-200 meters between adjacent sensors 2 in each pair, local programmable logic controllers 3, time stamp sensors in the form of GPS receivers 4, communication lines 5, central controller 6 and Workstation 7 of the operator (personal computer 7). Sensors 2 are made with a response time of not more than 1 ms (milliseconds). The pairs of sensors 2 are located at the boundaries of the control section of the pipeline 1, the distance between two pairs of sensors, i.e. the length of the control section is 5000-50000 m. Thus, the sensors 2 are installed at a distance between them at each end of the control section, which is from 0.001 to 0.04 lengths of this section of the pipeline 1. One of the sensors 2 in each pair is internal with respect to to the control site, and the other - external. The ratio of the distances between the sensors 2 in each pair and the length of the plot is selected from the condition for the minimum effect of hydraulic losses along the length of the plot on the control results.
Таким образом, комплекс состоит из трех узлов - двух локальных и одного центрального. Локальные узлы размещаются на границах контрольного участка трубопровода 1 (в зоне пар датчиков 2), центральный узел - в диспетчерском пункте. Локальные контроллеры 3, их GPS приемники 4 и датчики 2 давления относятся к локальным узлам; центральный контроллер 6, его датчик временных меток в виде приемника GPS (не изображен) и персональный компьютер 7 оператора АРМ - к центральному. Все три контроллера 3,6 комплекса, а также компьютер 7 соединены между собой линиями 5 связи по сети Интернет (Ethernet).Thus, the complex consists of three nodes - two local and one central. Local nodes are located at the borders of the control section of pipeline 1 (in the zone of pairs of sensors 2), the central node is in the control room. Local controllers 3, their GPS receivers 4 and pressure sensors 2 relate to local nodes; the central controller 6, its time stamp sensor in the form of a GPS receiver (not shown) and the personal computer 7 of the AWP operator, to the central one. All three controllers of the 3.6 complex, as well as the computer 7 are interconnected by lines 5 of communication over the Internet (Ethernet).
Представленные в блок-схеме на уровне функционального обобщения составные - контроллеры 3,6 и компьютер 7 с заданными функциональными возможностями относятся к цифровым комбинационным автоматам, для которых известны методы синтеза их структуры по содержательному описанию функции (сведениям о функциях, изложенным в описании), т.е. они могут быть синтезированы с помощью известных правил и методов, с помощью которых автоматическое устройство может быть получено по предъявляемым к нему требованиям.The components presented in the flowchart at the level of functional generalization — controllers 3.6 and computer 7 with predetermined functional capabilities — belong to digital combinational machines, for which methods for synthesizing their structure by the meaningful description of the function (information on the functions described in the description) are known, t .e. they can be synthesized using well-known rules and methods by which an automatic device can be obtained according to the requirements for it.
Способ определения скорости распространения волн давления текучей среды по трубопроводу осуществляется следующим образом.A method for determining the velocity of propagation of pressure waves of a fluid through a pipeline is as follows.
При установившейся работе трубопровода 1 постоянно производится получение меток времени с заданным равномерным интервалом с помощью GPS приемника 4. Одновременно с помощью датчиков 2 осуществляется измерение материальной величины - давления перекачиваемой среды в двух сечениях на каждом конце контрольного участка трубопровода 1. Полученные результаты измерений в виде материальных сигналов служат для сравнения значений давления в двух сечениях на каждом конце участка между собой.During the steady-state operation of pipeline 1, timestamps are constantly produced at a predetermined uniform interval using a GPS receiver 4. At the same time, sensors 2 measure the material quantity — pressure of the pumped medium in two sections at each end of the control section of pipeline 1. The measurement results obtained in the form of material The signals are used to compare the pressure values in two sections at each end of the section with each other.
Принцип реализации способа основан на использовании методов распознавания и регистрации волны изменения давления, сопутствующей процессу смены режима работы трубопровода 1. Фиксируются события прохода волны перепада давления через две пары смежных датчиков 2.The principle of the method’s implementation is based on the use of methods for recognizing and recording a pressure change wave that accompanies the process of changing the operating mode of pipeline 1. The events of the passage of a pressure differential wave through two pairs of adjacent sensors 2 are recorded.
В процессе дежурства по результатам измерений датчиков 2 осуществляют регистрацию материальной волны давления в случае синхронного протекания на обоих концах участка трубопровода 1 ступенчатого изменения давления, при котором на одном конце участка трубопровода 1 ступенчатое изменение давления во внутреннем сечении трубопровода 1 произошло раньше, чем во внешнем, а на другом конце участка трубопровода 1 ступенчатое изменение давления во внутреннем сечении произошло позже, чем во внешнем. Синхронное протекание фиксируется, если абсолютное значение разности меток времени, полученных с помощью GPS приемника 4, соответствующих сравниваемым значениям давления, измеренного датчиками 2, не больше заданной величины задержки по времени.In the process of duty, according to the results of measurements of sensors 2, a material pressure wave is recorded in the case of synchronous flow of a stepwise pressure change at both ends of the pipeline section 1, at which the stepwise pressure change in the internal section of the pipeline 1 occurs earlier than in the external section of the pipeline section 1, and at the other end of the pipeline section 1, a stepwise change in pressure in the inner section occurred later than in the outer section. Synchronous flow is fixed if the absolute value of the difference of the time stamps obtained using the GPS receiver 4, corresponding to the compared pressure values measured by the sensors 2, is not greater than the specified time delay value.
Таким образом, условия регистрации волны перепада давления контроллером 3 следующие:Thus, the conditions for recording the differential pressure wave by the controller 3 are as follows:
- два локальных контроллера синхронно обнаружили сигналы падения (повышения) давления;- two local controllers synchronously detected pressure drop (increase) signals;
- направление движения волны на одном конце снаружи трубы, а на другом - изнутри;- the direction of the wave at one end outside the pipe, and at the other inside;
- разности моментов времени этих событий допустимы в соответствии с длиной трубы и возможной скоростью звука в продукте.- differences in the time points of these events are permissible in accordance with the length of the pipe and the possible speed of sound in the product.
Решение о том, что это одна и та же волна перепада давления, принимает центральный контроллер 6 на основании указанной информации, полученной от локальных контроллеров 3.The decision that this is the same pressure drop wave is made by the central controller 6 on the basis of the specified information received from the local controllers 3.
В случае регистрации материальной волны давления производится распознавание направления и определение скорости распространения волн давления текучей среды по меткам времени, соответствующим ступенчатому изменению давления, измеренного датчиками 2, на обоих концах участка трубопровода 1. Кроме того, производится контроль нахождения скорости распространения волн давления в допустимых пределах, определяемых для данной текучей среды (перекачиваемого продукта).In the case of registration of a material pressure wave, the direction is recognized and the velocity of the propagation of pressure waves of the fluid is determined by the time stamps corresponding to the stepwise change in pressure measured by the sensors 2 at both ends of the pipeline section 1. In addition, the speed of the propagation of pressure waves is controlled within acceptable limits defined for a given fluid (pumped product).
Определение скорости распространения волн давления текучей среды по трубопроводу 1 осуществляют из соотношения:The determination of the velocity of propagation of pressure waves of the fluid through the pipe 1 is carried out from the ratio:
C=S*(L2-L1)/(T2-T1), где:C = S * (L2-L1) / (T2-T1), where:
L1, L2 - координаты концов участка трубопровода 1, м;L1, L2 - coordinates of the ends of the pipeline section 1, m;
T1, Т2 - метки времени прохода волны давления на концах участка, сек;T1, T2 - time stamps of the passage of the pressure wave at the ends of the section, sec;
S - безразмерный признак направления волны давления, S=+1, если волна прошла в направлении движения текучей среды; S=-1, если волна прошла в направлении, противоположном направлению движения текучей среды;S is a dimensionless sign of the direction of the pressure wave, S = + 1, if the wave passed in the direction of fluid motion; S = -1, if the wave passed in the direction opposite to the direction of motion of the fluid;
C - скорость распространения волн давления, м/сек.C is the velocity of propagation of pressure waves, m / s.
Сравнение значений давления в двух сечениях на каждом конце участка между собой и определение направления распространения волн давления осуществляют с помощью локального узла, включающего локальный контроллер 3, к которому подключены датчики 2 давления и с помощью GPS приемник 4 на этом конце участка трубопровода 1. Каждый локальный контроллер 3 проверяет направление волн давления от пары соседних датчиков 2 давления и производит передачу соответствующих меток времени в центральный контроллер 6 по линиям 5 связи.Comparison of the pressure values in two sections at each end of the section with each other and determining the direction of propagation of pressure waves is carried out using a local node that includes a local controller 3, to which pressure sensors 2 are connected and using GPS receiver 4 at this end of the pipeline section 1. Each local controller 3 checks the direction of pressure waves from a pair of adjacent pressure sensors 2 and transmits the corresponding time stamps to the central controller 6 via communication lines 5.
Определение скорости распространения волн давления текучей среды осуществляют по информации, получаемой от обоих локальных контроллеров 3, о метках времени и направлении волн давления, с помощью центрального контроллера 6, контролирующего нахождение значения скорости распространения волн давления в допустимых пределах или вне этих пределов.The determination of the velocity of propagation of pressure waves of the fluid is carried out according to information received from both local controllers 3, about the time stamps and the direction of the pressure waves, using a central controller 6 that controls whether the velocity of the propagation of pressure waves is within or outside these limits.
Допустимое значение скорости волны должно удовлетворять неравенствам:The permissible value of the wave velocity must satisfy the inequalities:
Cmin<=C<=Cmax,Cmin <= C <= Cmax,
где Cmin, Cmax - заданные предельные значения скорости волны.where Cmin, Cmax are the specified limiting values of the wave velocity.
Мгновенные значения скорости сохраняются в архиве, где по этим данным получается оценка средней скорости за определенный период времени.Instantaneous speed values are stored in the archive, where according to these data an estimate of the average speed for a certain period of time is obtained.
Передача данных между контроллерами 3,6 осуществляется по линиям 5 связи с помощью сети Интернет по протоколу TCP/IP.Data transfer between controllers 3.6 is carried out via communication lines 5 using the Internet via TCP / IP.
Локальные контроллеры 3 периодически передают центральному контроллеру 6 сообщения о своей работоспособности, метки времени от GPS приемников 4 и параметры, получаемые от датчиков 2 давления с временным интервалом, равным интервалу получения меток времени. Центральный контроллер 6 использует указанные сообщения для визуального отображения, а если своевременное периодическое сообщение от локального контроллера 3 отсутствует, центральный контроллер 6 фиксирует отказ соответствующего локального узла и формирует тревожный сигнал, а также сообщение на монитор компьютера 7.Local controllers 3 periodically transmit to the central controller 6 messages about their health, time stamps from GPS receivers 4 and parameters received from pressure sensors 2 with a time interval equal to the time interval for receiving time stamps. The central controller 6 uses these messages for visual display, and if there is no timely periodic message from the local controller 3, the central controller 6 detects the failure of the corresponding local node and generates an alarm signal, as well as a message on the computer monitor 7.
В результате создан эффективный способ определения скорости распространения волн давления текучей среды по трубопроводу и расширен арсенал способов определения скорости распространения волн давления текучей среды по трубопроводу. При этом расширены функциональные возможности, упрощена конструкция, повышены точность, надежность и быстродействие за счет эффективного и оперативного контроля параметров волны на этапе ее возникновения в режиме реального времени.As a result, an effective method for determining the velocity of propagation of pressure waves of a fluid through a pipeline was created and the arsenal of methods for determining the velocity of propagation of waves of pressure of a fluid through a pipeline was expanded. At the same time, the functionality has been expanded, the design has been simplified, the accuracy, reliability and speed have been improved due to the effective and operational control of the wave parameters at the stage of its occurrence in real time.
Claims (6)
C=S·(L2-L1)/(T2-T1),
где L1, L2 - координаты концов участка, м,
T1, T2 - метки времени прохода волны давления на концах участка, сек,
S - безразмерный признак направления волны давления, S=+1, если волна прошла в направлении движения текучей среды; S=-1, если волна прошла в направлении, противоположном направлению движения текучей среды,
С - скорость распространения волн давления, м/с.3. The method according to any one of claims 1 and 2, characterized in that the determination of the velocity of propagation of pressure waves of the fluid through the pipeline is carried out from the ratio:
C = S · (L2-L1) / (T2-T1),
where L1, L2 - coordinates of the ends of the plot, m,
T1, T2 - time stamps of the passage of the pressure wave at the ends of the section, sec,
S is a dimensionless sign of the direction of the pressure wave, S = + 1, if the wave passed in the direction of fluid motion; S = -1, if the wave passed in the opposite direction to the fluid,
C is the velocity of propagation of pressure waves, m / s.
Priority Applications (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010145302/06A RU2476763C2 (en) | 2010-11-09 | 2010-11-09 | Method of defining fluid pressure wave propagation velocity in pipeline |
| PCT/RU2010/000728 WO2011068440A2 (en) | 2009-12-04 | 2010-12-03 | Method of the pipeline characteristics determination (variants) and complex for its implementation and pipeline damage detection |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010145302/06A RU2476763C2 (en) | 2010-11-09 | 2010-11-09 | Method of defining fluid pressure wave propagation velocity in pipeline |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2010145302A RU2010145302A (en) | 2012-05-20 |
| RU2476763C2 true RU2476763C2 (en) | 2013-02-27 |
Family
ID=46230116
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010145302/06A RU2476763C2 (en) | 2009-12-04 | 2010-11-09 | Method of defining fluid pressure wave propagation velocity in pipeline |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2476763C2 (en) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU647502A2 (en) * | 1972-01-04 | 1979-02-15 | Ленинградский Ордена Ленина Институт Инженеров Железнодородного Транспорта Им.В.Н.Образцова | Acoustic pipeline damage locating and timing device |
| US5548530A (en) * | 1995-04-24 | 1996-08-20 | Baumoel; Joseph | High-precision leak detector and locator |
| RU2101711C1 (en) * | 1995-02-14 | 1998-01-10 | Санкт-Петербургский государственный институт точной механики и оптики (технический университет) | Method for detection of velocity in gas and liquid |
| RU2235247C1 (en) * | 2003-02-11 | 2004-08-27 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Тюменский государственный нефтегазовый университет | Method of determining moment and site of gas leakage from pipeline |
| US20040226507A1 (en) * | 2003-04-24 | 2004-11-18 | Carpenter Craig M. | Methods for controlling mass flow rates and pressures in passageways coupled to reaction chambers and systems for depositing material onto microfeature workpieces in reaction chambers |
-
2010
- 2010-11-09 RU RU2010145302/06A patent/RU2476763C2/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU647502A2 (en) * | 1972-01-04 | 1979-02-15 | Ленинградский Ордена Ленина Институт Инженеров Железнодородного Транспорта Им.В.Н.Образцова | Acoustic pipeline damage locating and timing device |
| RU2101711C1 (en) * | 1995-02-14 | 1998-01-10 | Санкт-Петербургский государственный институт точной механики и оптики (технический университет) | Method for detection of velocity in gas and liquid |
| US5548530A (en) * | 1995-04-24 | 1996-08-20 | Baumoel; Joseph | High-precision leak detector and locator |
| RU2235247C1 (en) * | 2003-02-11 | 2004-08-27 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Тюменский государственный нефтегазовый университет | Method of determining moment and site of gas leakage from pipeline |
| US20040226507A1 (en) * | 2003-04-24 | 2004-11-18 | Carpenter Craig M. | Methods for controlling mass flow rates and pressures in passageways coupled to reaction chambers and systems for depositing material onto microfeature workpieces in reaction chambers |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2010145302A (en) | 2012-05-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN103090916B (en) | Ultrasonic flow measurement device and ultrasonic flow measurement method | |
| JP5292001B2 (en) | System and method for on-site calibration of flow meters | |
| RU2514071C2 (en) | System and method to detect outgrowth of deposits in ultrasonic flow meter and machine-readable information medium | |
| JP4953001B2 (en) | Flow rate measuring device, flow rate measuring method, and computer program | |
| CN108758354B (en) | Heat supply pipeline leakage detection system and method based on infrasonic wave and reference point | |
| WO2010079568A1 (en) | Flow rate measurement device | |
| RU2012125049A (en) | METHOD OF MONITORING A NODE FROM PIPES AND MEASURING SYSTEM WITH A NODE OF PIPES | |
| AU2009228362A1 (en) | A system and method for providing a compositional measurement of a mixture having entrained gas | |
| AU2012331230A1 (en) | Downhole tool for determining flow velocity | |
| EP2350575A1 (en) | Viscous fluid flow measurement using a differential pressure measurement and a sonar measured velocity | |
| CN101762298A (en) | Ultrasonic meter | |
| WO2013111527A1 (en) | Flow measurement device | |
| CN203148479U (en) | Ultrasonic flow measuring device | |
| CN110383076B (en) | Method for measuring fluid velocity | |
| RU2476763C2 (en) | Method of defining fluid pressure wave propagation velocity in pipeline | |
| JP4688253B2 (en) | Ultrasonic flow meter | |
| RU2471153C2 (en) | Method and system for measurement of total flow of liquid medium and ultrasonic flow metre | |
| Mileiko et al. | A non-intrusive ultrasonic sensor system for water flow rate measurement | |
| JPH11201812A (en) | Method for measuring sound velocity in fluid piping | |
| CN206945090U (en) | Contain the latus rectum ultrasonic meter structure for dividing chamber dividing plate | |
| CN101178324A (en) | Piston type concrete pump real time flow measurement method and apparatus | |
| JPWO2005119182A1 (en) | Fluid flow rate measuring method and flow rate measuring device | |
| RU181215U1 (en) | Electronic-acoustic device for measuring the geometric parameters of open waveguides | |
| RU2801203C1 (en) | Method for acoustic measurement of sound velocity and flow of liquid or gas when ambient temperature changes | |
| RU2517996C1 (en) | Ultrasonic flowmeter sensor |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20170321 |