Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Нефть в трубопроводе, как многофазный многокомпонентный поток. обзор и анализ методов и средств контроля многокомпонентных потоков (МКП) 8
1.1. Методы контроля одно- и двухфазных сред 8
1.1.1 Ультразвуковой метод 8
1.1.2 Радиационно-акустический метод 18
1.1.3 Радиоизотопный метод 35
1.2. Постановка задачи, обоснование области применения инструментальных средств контроля МКП 43
ГЛАВА 2. Методы и технические средства обработки экспериментальных данных и сигналов измерительной информации при измерении гидродинамических параметров нефтяного потока как гетерогенной среды 48
2.1. Основные принципы построения и структура аппаратуры для измерения гидродинамических параметров гетерогенных сред 48
2.1.1. Назначение и область применения измерительной аппаратуры 48
2.1.2. Интеллектуализация измерения гидродинамических параметров гетерогенных сред интеллектуальной информационно измерительной системой (ИИИС) 49
2.1.3. Структура ИИИС измерения гидродинамических параметров гетерогенных сред 52
2.1.4. Архитектурная платформа открытых систем 54
2.1.5. Измерительный интерфейс 55
2.1.6. Вычислительный блок ИИИС 62
2.1.7. Операционная система 62
2.2. Технические средства ИИИС 65
2.2.1. Радиоизотопный преобразователь 65
2.2.2. Оптико-акустический преобразователь 69
2.2.3. Контроллер интеллектуального датчика 70
2.2.4, Центральный процессор ИИИС 70
2.2.5, CAN- контроллер 72
2.2.6, Контроллер локальной сети EtherNet 72
2.3. Программное обеспечение (ПО) ИИИС 72
2.3.1. ПО интеллектуального датчика 72
2.3.2. ПО центрального процессора 74
2.3.3. ПО автоматического рабочего места оператора 74
2.4. Выводы 75
ГЛАВА 3. Экспериментальный образец расходомера нефти 76
3.1. Назначение и область применения экспериментального образца 76
3.2. Технические требования к экспериментальному образцу 76
3.3. Принцип действия, устройство, конструктивное исполнение, технические характеристики экспериментального образца 76
ГЛАВА 4. Исследования экспериментального образца 82
4.1. Экспериментальные исследования на лабораторных стендах 82
4.2. Экспериментальные исследования на натурных стендах 87
4.3. Заключение 92
Список литературы 94
Приложения 103
- Постановка задачи, обоснование области применения инструментальных средств контроля МКП
- Интеллектуализация измерения гидродинамических параметров гетерогенных сред интеллектуальной информационно измерительной системой (ИИИС)
- ПО автоматического рабочего места оператора
- Принцип действия, устройство, конструктивное исполнение, технические характеристики экспериментального образца
Введение к работе
В настоящее время гетерогенные среды широко встречаются во многих отраслях промышленности, при пневмо- и гидротранспорте, добыче, сборе, транспортировке и переработке твердых, жидких и газообразных полезных ископаемых, в энергетике и военной технике. Особое внимание среди них уделяется газожидкостным потокам в трубопроводах. Трубопроводный транспорт получил настолько широкое применение, что в 60-х годах прошлого века возникла и стала бурно развиваться самостоятельная отрасль гидродинамики - гидродинамика газожидкостных потоков в трубопроводах [29, 37]. Одна из особенностей этой отрасли науки состоит в том, что свойства объектов, которые она изучает, изменяются в очень широких пределах. Это происходит из-за того, что в широких пределах изменяются как свойства жидкостей и газов, образующих потоки, так и их относительное друг друга содержание и термодинамическое состояние. При этом гидродинамические параметры газожидкостных потоков зависят также от геометрических характеристик трубопровода, физических и химических свойств материала, из которого он изготовлен, шероховатости стенок и ориентации трубопровода относительно вектора силы тяжести.
Специфическая особенность газожидкостных потоков состоит в том, что мгновенные значения их гидродинамических параметров изменяются случайным образом - флуктуируют. Усредненные характеристики этих флуктуации влияют на ход процессов, в которых газожидкостные потоки играют роль агентов, не меньше, а часто даже больше, чем средние значения гидродинамических параметров газожидкостных потоков.
Большое число влияющих факторов, трудно поддающихся учету, затрудняло создание точной обобщенной теоретической модели газожидкостного потока и определило индуктивный путь развития гидродинамики газожидкостных потоков. В ходе этого развития происходило накопление очень большого количества экспериментальных данных, их
5 трактовок и интерпретаций, полученных различными авторами во многих странах [10, 16, 18, 67, 97, 98]. Это послужило основой теории газожидкостных потоков в трубопроводах. Здесь же следует отметить, что физические эксперименты проводились лишь со сравнительно небольшим набором относительно "чистых" жидкостей (вода, глицерин и т.д.) и газов (воздух, водяной пар и т.д.) и на исследовательских стендах при фиксированных условиях формирования и движения газожидкостного потока. Это позволяло контролировать воспроизводимость результатов, сопоставлять данные, полученные различными экспериментаторами, но ограничило возможности созданной на их основе теории. Поэтому в тех случаях, когда к исследованиям предъявляются высокие требования по точности и достоверности результатов, основным методом исследований остается физический эксперимент. Теория в этом случае необходима для планирования и контроля заходом эксперимента, анализа, оценки и трактовки результатов.
Потребность в проведении таких экспериментов очень велика и непрерывно возрастает. Это обусловлено широким и непрерывно возрастающим применением газожидкостных потоков. Кроме того, возросшие требования к качеству контроля потоков жидкостей и газов заставляют учитывать наличие в потоке второй фазы там, где раньше этим можно было пренебречь. В этих случаях исследования необходимо проводить в натурных условиях на промыитенно эксплуатируемых объектах. К таким исследованиям помимо высоких требований к метрологическим и эксплуатационным характеристикам аппаратуры предъявляются требования: отсутствия внешнего влияния на ход исследуемых процессов, на работу технологического оборудования, целостность трубопроводов, по которым движутся исследуемые газожидкостные потоки.
Отсутствие технических средств для проведения исследований, удовлетворяющих сформулированным требованиям, определяет актуальность и важность проблемы создания бесконтактной измерительной аппаратуры для точных и достоверных измерений гидродинамических параметров потоков гетерогенных сред в трубопроводах,
В число гидродинамических параметров гетерогенных сред, подлежащих измерению, входят объемные доли свободного газа, свободной воды и механических примесей в потоке, скорости течения, плотности и расходы жидкости и газа.
Измерительная аппаратура, взаимодействуя с объектом исследований, должна посредством первичных измерительных преобразователей конкретных физических величин формировать, кодировать и передавать вычислительным средствам более высокого уровня сигналы измерительной информации, соответствующие результатам наблюдений этих величин. Кроме того, первичные измерительные преобразователи должны принимать от вычислительных средств более высокого уровня управляющие сигналы. Эти сигналы должны формироваться на основе априорной информации об объекте исследований и об условиях измерений и задавать режимы работы измерительных первичных преобразователей. Вычислительные средства более высокого уровня могут быть удалены от первичных измерительных преобразователей на значительные расстояния, а условия проведения исследований на промышленно-эксплуатируемых объектах характеризуются высоким уровнем промышленных помех. Эти требования определяют необходимость включения в состав первичных измерительных преобразователей сравнительно мощных средств автоматической обработки, преобразования, приема и передачи информации - контроллеров, которые образуют вычислительные средства нижнего уровня. Связь между вычислительными средствами нижнего и более высокого (среднего) уровня должна осуществляться по помехозащищенным линиям связи с использованием новейших способов кодирования информации и современных протоколов обмена информацией между вычислительными средствами. Высокие требования по наглядности представления результатов измерений
7 потребителю, их документирования и использования в системе комплексной автоматизации объекта исследований определяют необходимость введения вычислительных средств верхнего уровня.
Таким образом, создание измерительной аппаратуры для бесконтактных измерений гидродинамических параметров гетерогенных сред в постановке, определяемой исходными требованиями на разработку, предполагает создание аппаратуры в виде многоуровневой информационно-измерительной системы открытого типа, построенной по модульному принципу. Создание такой информационно-измерительной системы невозможно без проведения научно-исследовательской работы.
Ответить на изложенные выше проблемные вопросы, подтвердить ответы экспериментом, построить экспериментальную установку, доказывающую возможность с необходимой для практики точностью измерять технологические параметры потоков в нефтепроводах - это и является целью и содержанием представленной на рассмотрение работы.
Выполненные патентные исследования подтвердили отсутствие в мировой практике завершенных технических решений, аналогичных синтезируемому в рамках настоящей работы, несмотря на высокую потребность в измерительной аппаратуре с хорошо известными техническими и эксплуатационными характеристиками.
Постановка задачи, обоснование области применения инструментальных средств контроля МКП
Наличие свободного газа и воды в нефти и нефтепродуктах изменяет их физико-химические и гидродинамические характеристики: изменяется вязкость жидкости, появляются флуктуации скорости потока, искажается эпюра распределения локальных скоростей течения в сечении потока. Из-за этого существующие системы учета на основе турбинного преобразователя расхода, парциального метода измерения плотностей и лабораторного анализа отобранных из трубопровода проб жидкости имеют дополнительные погрешности измерений массы нетто контролируемых жидкостей и показателей их качества. Перераспределение жидкостей, имеющих различную плотность в сечении потока, приводит к нарушению соответствия части потока, отбираемой на плотномер, основному потоку и к потере представительности проб, отбираемых для лабораторного анализа. Недобросовестность персонала, отбирающего пробы, приводит к потере объективности результатов. Поэтому необходимо проводить измерение реального компонентного состава потока, а также исключить влияние человеческого фактора путем автоматизации процесса измерений. Наиболее важными являются следующие результаты выполненных ранее работ.
Исследование структуры потока нефти в трубопроводе показало существование неоднородностей плотности, связанных с наличием движущихся скоплений пузырьков свободного газа и механических примесей [23]. В горизонтальных трубопроводах большого диаметра (250, 400, 500 миллиметров) поток нефти приобретает достаточно сложную структуру. Вдоль стенки трубопровода сравнительно медленно движется водяная пленка переменной толщины. Свободный газ в виде скоплений относительно мелких пузырьков диаметром до 7 - 8 миллиметров при относительно небольших скоростях потока (до 1 м/с) движется в верхней части трубопровода. По мере увеличения скорости потока пузырьки свободного газа стягиваются к центральной области трубы, а из пристенной области с водяной пленки начинают срываться капли воды. Механические примеси движутся в нижней части трубопровода в виде скоплений, при этом области скопления пузырьков свободного газа отделяются друг от друга и от скоплений механических примесей областями, "чистой" нефти не содержащей неоднородностей плотности. Наличие этих неоднородностей в потоке жидкости и закономерности их проявления приводят к искажению эпюры распределения скорости по поперечному сечению трубопровода и к флуктуациям скорости течения жидкости во времени, которые тесно коррелированы с флуктуациями плотности.
Получение такой динамической "картины" - большая, на наш взгляд, удача, позволившая приблизиться к решению задачи значительно быстрее параллельных научных школ.
Радиоизотопные способы и технические средства измерения плотности нефти и объемной доли свободного газа в ней обеспечивают измерение плотности с относительной погрешностью 0.5% и измерение содержания свободного газа с абсолютной погрешностью 0.002 объемной доли.
Согласно техническим требованиям на измерительную аппаратуру, потоки жидкости, контролируемые системой, могут содержать включения свободного газа. Измерительной аппаратурой должно обеспечиваться бесконтактное измерение плотности контролируемой жидкости. Эти требования определили необходимость введения в состав аппаратуры канала измерения, основанного на применении гамма-излучения.
Метод, положенный в основу работы ядерно-физического канала, базируется на радиоизотопных многолучевых методах измерения плотности жидкостей в трубопроводах [11]. Основная идея метода заключается в следующем. На наружной поверхности трубопровода без внедрения в него устанавливаются радиоизотопные источники и приемники излучения. Коллимированный луч гамма-излучения проникает сквозь стенку трубопровода и взаимодействует с ограниченным объемом контролируемой жидкости. При прохождении гамма-излучения через вещество происходит преобразование энергии гамма-квантов в элементарных актах их взаимодействия с атомами и электронами среды. Узкоколлимированные радиоизотопные источники излучения и приемник излучения располагаются в плоскостях поперечного сечения трубопровода таким образом, чтобы осуществлять измерение интенсивности прямого излучения, прошедшего сквозь исследуемую среду, и интенсивности излучения, рассеянного средой под определенными углами, контролируя различные области трубопровода. Далее производится анализ энергетического спектра зарегистрированного детекторами излучения, выбираются диапазоны (энергетические окна), в которых осуществляется подсчет прямых и рассеянных гамма-квантов. Анализ и обработка полученных данных позволяют определить плотность жидкости в трубопроводе и содержание в ней свободного газа.
В предлагаемом варианте построения ядерно-физического канала многолучевой метод измерения плотности реализован в трехлучевом варианте. Измерение плотности осуществляется с помощью двух измерительных радиоизотопных первичных преобразователей РПП-1 и РПП-2 и блока обработки информации, реализованного в виде платы с однокристальной ЭВМ, входящей в состав одного из блоков детектирования. В обоих преобразователях применен радионуклид Cs-137 с энергией излучения 660 кэВ. Блоки детектирования выполнены на основе кристаллов NaJ(Tl) и спектрометрических ФЭУ.
Работа блока РПП-1 основана на регистрации узкого пучка прямого гамма-излучения. РПП-1 состоит из блока источника излучения БИИ1 и сцинтилляционного блока детектирования излучения БД1. Блоки размещены в плоскости поперечного сечения на диаметрально противоположных сторонах трубы. Блок РПП-2 (БИИ2, БИИЗ, БД2, БДЗ) работает на рассеянном излучении. Все четыре блока также расположены в плоскости поперечного сечения трубы. БИИ2 и БИИЗ размещены друг напротив друга симметрично относительно оси трубы, при этом они смещены вниз относительно горизонтального диаметра сечения. Блоки детектирования БД2 и БДЗ размещены вертикально друг против друга на диаметрально противоположных сторонах трубы. Расстояние между РПП-1 и РПП-2 на трубе выбирается минимальным, при котором не наблюдается взаимное влияние БИИ на БД. Поле излучения, регистрируемое БД1, должно обладать высокой чувствительностью к флуктуациям плотности. Поскольку флуктуации могут быть обусловлены либо появлением в зоне обзора механических примесей, движущихся в "придонной" зоне трубопровода, либо прохождением скопления пузырьков свободного газа в верхней или центральной области трубопровода, представляется разместить блоки РПП-1 таким образом, чтобы анализировать плотность потока по вертикальному диаметру трубопровода.
Интеллектуализация измерения гидродинамических параметров гетерогенных сред интеллектуальной информационно измерительной системой (ИИИС)
Понятие «измерительная аппаратура» включает в себя такие понятия, как измерительные установки и измерительные системы. В данной главе будет рассматриваться измерительная аппаратура как информационно-измерительная система и для ее обозначения будем использовать аббревиатуру ИИС.
Информационно-измерительная система для измерения и контроля гидродинамических параметров гетерогенных сред при добыче, сборе и транспортировке по технологическим и магистральным трубопроводам предназначена для контроля нефтегазоводяных потоков продукции нефтяных скважин, потоков товарной нефти, содержащих остаточное количество свободного газа, потоков природного газа, воздуховодяных потоков на исследовательских стендах, потоков пульпы при пневмо- и гидро- транспорте, потоков буровых растворов в виде пен и аэрированных жидкостей, пароводяных потоков. ИИС входят в состав комплексов, предназначенных для автоматизации процессов добычи, сбора и транспортировки нефти и природного газа, на нефтегазодобывающих предприятиях, нефтяных терминалах и газоперекачивающих станциях. ИИС предназначена также для контроля пароводяных потоков в системах поддержания пластового давления при разработке месторождений высоковязкой нефти термическими методами, и в трубопроводах, связанных с оборудованием парогенераторов тепловых и атомных электростанций. Такая широкая область применения требует гибкой конфигурации системы на основе стандартизованного интерфейса и использования интеллигентных датчиков, прозрачности системы для программирования, быстрая и правильная реакция на события, отражающие изменения в объекте измерения. Поэтому общая структура ИИС для измерения гидродинамических параметров гетерогенных сред должна отвечать принципам построения открытых производственных систем типа SCADA. 2.1.2 Интеллектуализация измерений гидродинамических параметров гетерогенных сред интеллектуальной информационно измерительной системой (ИИИС) Определение интеллектуальных измерений было дано на X Всемирном Конгрессе ИМЕКО. Интеллектуальные ИИС должны обладать следующими свойствами: использование в измерительном процессе модели объекта; - оценивание модели потока на основе априорной и текущей информации; - планирование измерительного эксперимента в процессе выполнения измерений; - включение процедур принятия решений и правил логического вывода в измерительный процесс; - наличие развитого стандартизованного интерфейса с пользователем, включая графический интерфейс, позволяющий представлять мнемо-схему терминала; - наличие подсистем обучения для оценивания параметров процедур принятия решений о состоянии потока. Развитие методической базы теории измерений позволило предъявлять новые требования к интеллектуальным системам: - требование метрологической обоснованности результатов измерения, включающих процедуры принятия решений; - наличие встроенного метрологического контроля результатов измерения. Для выполнения поставленных целей бесконтактного измерения гидродинамических параметров гетерогенных сред в данной работе предложена ИИС, обладающая свойствами интеллектуальной измерительной системы. 1. В процесс измерения включена стохастическая модель потока гетерогенных сред, как модель наличия состояний потока (гомогенное состояние, наличие двух фаз в потоке, наличие трех фаз в потоке и т.п.). Модель смены состояний потока в виде цепи Маркова подтверждена теоретическими и экспериментальными исследованиями. Стохастическая модель потока в каждом состоянии представлена статистическими характеристиками потока: средним значением, дисперсией, структурной или автокорреляционной функцией, функцией спектральной плотности мощности. 2. Параметры модели: вероятности состояний потока, вероятности переходов между состояниями потоков, статистические характеристики потока в каждом состоянии должны быть получены в процессе полунатурных испытаний на специальной метрологической установке. Полученные значения параметров модели следует уточнить при натурных испытаниях ИИС и в процессе эксплуатации по мере накопления информации 3. Измерительный эксперимент, связанный с определением состояний потока и с оценкой параметров модели должен быть тщательно спланирован для получения достоверных оценок. 4. Алгоритм измерения параметров гетерогенных сред включает процедуры принятия решения о текущем состоянии потока, которые включают следующие операции: - измерение параметров {хьх2,...,хп}, характеризующих состояние гетерогенного потока; - формирование признаков состояния потока в виде решающей функции F({xbx2,...,xn}); - принятие решения о состоянии потока на основе решающих функций; - определение результата в виде функционала от вектора измеряемых параметров {xi,X2 — хп} отдельно для каждого состояния потока. 5. Результаты измерения, базирующиеся на процедурах принятия решений должны быть метрологически обоснованы. Факторы, влияющие на погрешность измерения: - погрешность измерения параметров потока; - вариация параметров относительно модели потока; - способ формирования и информативность признаков для принятия решений о состоянии потока; - полнота учета признаков процедуры принятия решения; - критерий принятия решений. На основании этих факторов можно определить достоверность решений о состоянии потока: - методическую достоверность принятия решений; - инструментальную достоверность принятия решений. Показатели методической и инструментальной достоверности формируют оценки: - методической погрешности измерения; - инструментальной погрешности измерения. Описанный аналитический путь получения оценок метрологических характеристик интеллектуальной ИИС измерения гидродинамических параметров гетерогенных сред может быть реализован в виде программы, которая дает оценку погрешности измерения. Программа оценки метрологических характеристик является частью программного обеспечения интеллектуальной ИИС.
ПО автоматического рабочего места оператора
Технические средства измерительной части системы включают два первичных измерительных преобразователя, которые осуществляют в поперечном сечении трубопровода необходимую геометрию направленного гамма-излучения. Принятым методом реализуется - создание в среде и регистрация узкого пучка прямого гамма-излучения, - создание узкого пучка гамма-излучения и регистрация рассеянного потока излучения. В качестве источника излучения использован препарат радионуклида цезия-137. Аппаратурный комплекс измерительных преобразователей включает три блока источников излучения (БИИ) и три блока детектирования (БД). Первичные преобразователи двух типов расположены на небольшом расстоянии друг от друга. В одном сечении трубопровода на противоположных точках диаметра расположены два БИИ. Они создают встречные пучки излучения с углом коллимации 7. Перпендикулярно к ним регистрируется рассеянное излучение блоками детектирования БД-2 и БД-3, которые расположены на диаметре, ортогональном к диаметру БИИ-2 и БИИ-3. Взаимное расположение этих блоков и контролируемого участка трубопровода строго фиксировано и задается механизмом перемещения.
Для регистрации прямого излучения используются блок источника излучения БИИ-1 и блок детектирования БД-1. Эти блоки расположены друг против друга. БИИ-1 дает узкий пучок гамма-излучения с расходимостью 7 так, что "просвечивает" хорду в круговом сечении среды в трубопроводе, после чего пучок регистрируется в БД-1 на противоположной стороне хорды. Пара БИИ-1 и БД-1 имеет возможность перемещаться как целое и фиксироваться на разной высоте трубопровода. Фиксация взаимного расположения БИИ-1 и БД-1 и их относительное позиционирование в плоскости поперечного сечения трубопровода осуществляется механизмом перемещения.
Блоки детектирования для регистрации гамма-излучения (прямого - для БД-1 и рассеянного - для БД-2 и БД-3) выполнены на основе сцинтилляционной техники. Они включают кристалл NaJ, активированный таллием, - в качестве преобразователя энергии зарегистрированного гамма-кванта в микросцинтилляцию и фотоэлектронный умножитель (ФЭУ) - для преобразования фотонов сцинтилляции в токовый импульс, пропорциональный энергии гамма-кванта, поглощенной в кристалле NaJ(Tl). Тип ФЭУ выбран на основе соответствия спектральной характеристики фотокатода оптическому спектру излучения сцинтилляционного кристалла NaJ, соответствия размера кристалла диаметру фотокатода ФЭУ и пригодности к эксплуатации в промышленных условиях. БД-1, БД-2 и БД-3 унифицированы. В их состав входит процессорная плата для первичной обработки регистрируемого спектра импульсов напряжения на выходе ФЭУ, поскольку спектр отражает энергетическое распределение зарегистрированных кристаллом гамма-квантов, рассеянных в направлении БД-2 и БД-3 и имеет компоненты обратного и комптоновского рассеяния, а также пик полного поглощения (фотопик)- распределение, связанное с фотоэлектрическим поглощением гамма-квантов в кристалле NaJ.
Блоки детектирования изготавливаются во взрывозащищенном исполнении (тип защиты «взрывонепроницаемая оболочка»). В корпус блока встроен сцинтилляционный счетчик, включающий в себя сцинтиллятор и ФЭУ, и системы, обеспечивающие его работу (источник высокого напряжения, спектрометрический усилитель, микроконтроллер, терморегулятор).
Стабилизация работы сцинтилляционного счетчика выполняется с помощью системы автоматического регулирования, построенной на базе 8-разрядного однокристального микроконтроллера. Она представляет собой следящую систему, управляющую высоким напряжением на аноде ФЭУ таким образом, чтобы фотопик находился в требуемой области напряжений амплитудного спектра.
При работе блока в номинальном режиме центр тяжести фотопика должен соответствовать энергии 660 кэВ. Для работы системы стабилизации выделяются два окна в спектре регистрируемого излучения, расположенные симметрично относительно значения 660 кэВ (рис.14). Предполагается, что пик полного поглощения симметричен (это близко к действительности). В этом случае скорости счета в обоих окнах должны быть равны. В случае, если в окне 1 скорость счета оказалась меньше, чем в окне 2, это означает, что наблюдаемый фотопик находится правее номинального положения, т.е. высокое напряжение на аноде ФЭУ завышено. Аналогично, если скорость счета в окне 1 больше чем в окне 2 - анодное напряжение занижено. Это позволяет реализовать следящий алгоритм управления анодным напряжением ФЭУ.
В системе стабилизации реализован двухуровневый алгоритм функционирования. При запуске системы она начинает работу на первом уровне. На каждом шаге алгоритма в течение 20 секунд выполняется накопление импульсов в энергетических окнах 640 - 660 кэВ (окно 1) и 660-680 кэВ (окно 2). После накопления вычисляются значения скоростей счета в обоих окнах. Затем полученные скорости счета сравниваются, и формируется сигнал рассогласования е, равный разности между ними. В управляющую цепь источника высокого напряжения подается сигнал, пропорциональный сигналу рассогласования. Анодное напряжение ФЭУ изменяется в соответствующую сторону, после чего система переходит к следующему шагу. Таким образом, с каждым шагом пик полного поглощения приближается к своему номинальному положению. Если на очередном шаге сигнал рассогласования оказался равен нулю, система стабилизации переходит на второй уровень. На втором уровне система работает аналогично описанному выше, но теперь на каждом шаге энергетический спектр подвергается численному дифференцированию и сигнал рассогласования є вычисляется как разность между абсолютными значениями производных в окнах 1 и 2 (рис. 14 б).
Метод вычисления сигнала рассогласования, используемый на втором уровне, позволяет более точно регулировать положение фотопика в узких пределах, но может оказаться менее чувствительным к его значительным колебаниям в результате изменения влияющих факторов. Поэтому после выполнения каждых 10 шагов на втором уровне система принудительно переводится на первый уровень и осуществляет грубую коррекцию анодного напряжения. После того, как сигнал рассогласования первого уровня скажется равным нулю, система автоматически возвращается на второй уровень.
Принцип действия, устройство, конструктивное исполнение, технические характеристики экспериментального образца
Таким образом, формируются дискретные отсчеты сигнала по каналам 1 и 2. Поскольку прямое и рассеянное излучение регистрируются одним и тем же детектором, то необходимо исключить их взаимное влияние. В диапазоне энергий 60-360 кэВ, соответствующем рассеянному излучению, будет регистрироваться не только излучение, рассеянное контролируемой средой, но и кванты из прямого пучка излучения, испытавшие комптоновское рассеяние в кристалле сцинтиллятора. Это наглядно иллюстрирует рис 156, где показан аппаратурный спектр выходного сигнала детектора при облучении его монохроматическим пучком гамма-излучения с энергией 661 кэВ. На рисунке видно, что большая часть излучения регистрируется именно в комптоновском канале.
Влияние этого явления, присущего всем сцинтилляционным детекторам, устраняется путем вычитания этой компоненты из суммарного сигнала в "мягком" канале, Для этого необходимо знать ее численное значение, для чего, в свою очередь, требуется выяснить ее связь со значением сигнала в "жестком" канале. С этой целью при градуировке экспериментального образца выполняется следующий эксперимент. Источники рассеянного излучения перекрываются. В результате этого в детектор попадает только пучок прямого излучения, и аппаратурный спектр принимает вид, показанный на рис. 15а. При этом все содержимое канала 2 обусловлено только комптоновским рассеянием гамма-излучения в сцинтилляторе. После этого необходимо создать различные условия ослабления прямого пучка, для чего в него помещают твердые имитаторы контролируемой среды или контрольные жидкости с различной плотностью. Для каждой жидкости выполняется измерение средней величины отсчета по обоим каналам (к/ и п2) и снимается зависимость между п\ и щ. Эта зависимость с достаточной степенью точности является линейной. Ее коэффициенты до, bo определяются методом Хаузера-Бреннана. Таким образом, определяется линейная связь между средней величиной отсчета в жестком канале и вкладом, вносимым комптоновской частью спектра в мягкий канал. В алгоритме работы системы предусмотрено вычитание этого вклада из величины отсчета в "мягком" канале:
Экспериментальные образцы системы, рассчитанные на диаметр условного прохода трубопровода 400 и 500 мм, построены по другой схеме. В этой схеме потоки прямого и рассеянного излучения создаются одним и тем же блоком источника гамма-излучения. Это связано с тем, что рассеянное излучение формируется на большей длине пробега и, следовательно, с большей эффективностью. Излучение, рассеянное в верхнюю и нижнюю полуплоскости, регистрируется соответственно блоками детектирования БД2 и БДЗ, прямое излучение-БД 1.
Поскольку прямое и рассеянное излучения регистрируется различными блоками детектирования, то это позволяет отказаться от процедуры градуировки прямого канала, описанной выше. Во всем остальном способ измерения плотности и объемной доли свободного газа, используемый во всех трех вариантах системы, и объем их исследований один и тот же.
Экспериментальный образец монтируется на измерительном участке трубопровода. Участок устанавливается горизонтально и заглушается с обеих сторон фланцами. Фланцы снабжены прозрачными окнами для визуального контроля заполнения участка жидкостью и кранами для слива жидкости.
Для исследования метрологических характеристик образца необходимо выполнить его градуировку по обеим измеряемым величинам. В качестве имитатора контролируемой среды использовались контрольные жидкости различного химического состава и различной плотности в диапазоне от 0.780 до 1.090 г/см (вода, раствор поваренной соли в воде, керосин, дизельное топливо, различные масла нефтяного происхождения). Требуемое содержание свободного газа создавалось путем отливания из измерительного участка определенных объемов жидкости.
Принципиально задача о возможности применения такого способа измерений решена. Дальнейшие исследования направлены на то, чтобы оптимизировать параметры системы.
Поскольку градуировочные коэффициенты полностью определяются решением системы из четырех уравнений, то для градуировки необходимо измерить выходные сигналы в "жестком" и "мягком" каналах для четырех контрольных жидкостей и для "пустого" трубопровода. Кроме того, для измерения градуировочных коэффициентов аз, Ьз в каждой из контрольной жидкостей формировалось объемное содержание газа 1%, 2% и 4%.
Целью исследований образца на воздуховодяном стенде является проверка чувствительности системы к локальным неоднородностям плотности в потоке контролируемой среды и ее способности автоматически различать фазы в гетерогенных потоках.
Измерительный участок трубопровода устанавливался вертикально и заполнялся жидкостью до уровня отводного крана. Воздух от компрессора подавался в нижнюю часть трубопровода и барботировал через столб жидкости. Часть жидкости при этом вытеснялась через отводной кран в мерный цилиндр. Опорное значение содержания свободного газа в жидкости измерялось как отношение объема вытесненной жидкости к полному объему трубопровода. Объемный расход воздуха регулировался с помощью мембранного редуктора. Поток воздуха прерывался через равные промежутки времени с помощью электроклапана, управляемого мультивибратором с регулируемой длительностью импульсов, или перекрывался вручную. Таким образом, в контролируемой среде создавались флуктуации плотности с различной частотой и длительностью, разделенные участками однородной жидкости. Экспериментальный образец системы, установленный на трубопроводе, измерял плотность жидкости, плотность газожидкостной смеси и объемное содержание газа в смеси. Результаты измерений индицировались на экране и записывались на жесткий диск в виде файлов протоколов для распечатки на принтере.
