Патент на изобретение №2389978

(54) СПОСОБ ПОЛУЧЕНИЯ ИНФОРМАТИВНЫХ ПРИЗНАКОВ ДЛЯ ЭЛЕКТРОННЫХ СРЕДСТВ ИЗМЕРЕНИЯ ГАЗОВЫХ ПОТОКОВ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО РЕАЛИЗАЦИИ

(57) Реферат:

Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано при создании электронных средств измерения. Технический результат направлен на разработку универсального способа получения информативных признаков для измерения объемных или количественных значений расходуемого газа и создания на его основе недорогих, высокоточных, простых, надежных и безопасных в эксплуатации и обслуживании электронных средств измерения газовых потоков. Способ получения информативных признаков для электронных средств измерения количественных значений расходуемого газа, на основе использования априори известных физических, механических, аэродинамических и конструктивных свойств зондирующего образца материи (турбины), помещенной в вертикально расположенную цилиндрическую измерительную трубу с коаксиально установленным в ней конусом, и с переменным проградуированным электронными маркерами объемом, и с расположенными на наружной ее поверхности электрическими емкостными обкладками, подключенными к электронной схеме, которые в своей функциональной совокупности при прохождении через них исследуемого потока газа с переменными количественными, физическими и химическими свойствами обеспечивают формирование нескольких групп унитарных электрических импульсных сигналов, количественные значения в которых и количественные соотношения которых характеризуют динамику вертикального перемещения и скорость вращения зондирующего образца материи (турбины) в исследуемой газовой среде, размер площади поперечного сечения проходного отверстия, размер объема мерного цилиндра, занимаемого газом при данном расходе и температуре, что для электронных средств измерения газовых потоков является совокупностью информационных признаков для расчета уровня величины потерянного давления при данном расходе, уровня величины измененной массы турбины, уровня потерянной или приобретенной чувствительности средства измерения, уровня величины изменившегося порога чувствительности и количественной величины расходуемого газа, приведенного к стандартным условиям, принятым в коммерческом учете при взаимных расчетах. Устройство реализуется вышеуказанным способом. 2 н. и 3 з.п. ф-лы, 10 ил.

Изобретение относится к измерительной технике и предназначено для использования при создании электронных средств измерения объемных или количественных значений газа с учетом изменения значений по давлению, плотности и температуре. Электронные средства измерения, созданные на основе предлагаемого способа, позволяют производить измерения в широком диапазоне изменяющихся характеристик его агрегатного состояния с учетом изменяющихся (со временем) технических характеристик конструктивных элементов измерительного устройства.

Предлагаемый способ обеспечивает простой, недорогой и однообразный подход к методике и процедуре измерения потоков газа при различных объемах расхода и условиях его состояния, обеспечивая при этом высокую точность и достоверность измерения. При этом отпадает необходимость постоянного контроля за влиянием на итоговые результаты измерения различных побочных факторов, присущих существующим средствам измерения потоков газа, и вычисления различных поправочных коэффициентов с целью корректировки конечного результата.

Предлагаемый способ измерения объемного или количественного (молярного) значения расходуемого газа является универсальным и может быть использован для создания электронных средств измерения бытовых, коммунальных, промышленных, индустриальных и магистральных объемов расходуемого газа и эффективен при измерении как стационарных, так и нестационарных режимов течения потоков газа (пульсирующих и переменных).

Созданные по предлагаемому способу электронные средства измерения потоков расходуемого газа, построенные на основе использования достижений современных средств вычислительной техники (СВТ), обеспечивают преобразование электрических сигналов, получаемых при реализации предлагаемого способа измерения, в абсолютные значения объема потребляемого газа с учетом его плотности, температурного коэффициента расширения и изменяющегося давления, приведенные к стандартным условиям, принятым в коммерческом учете для взаимных расчетов – давлению 101,325 кПа и температуре 20°С. Такие электронные средства измерения позволяют с помощью встроенных программных средств следить во времени как за динамикой изменения показателей агрегатного состояния измеряемого потока газа, так и за динамикой изменяющихся характеристик конструктивных элементов самого измерительного средства. Кроме того, разработанные по предлагаемому способу средства измерения обладают многолетним безремонтным рабочим ресурсом и обеспечивают электронные средства измерителя необходимыми признаками для автоматической мгновенной и постоянной поверки и аттестации средства измерения на месте эксплуатации без остановки и демонтажа, в процессе работы.

Мировой рынок требует увеличения объемов поставляемых энергоресурсов, что, в свою очередь, требует увеличения пропускной способности магистральных и индустриальных газопроводов, недорогого и достоверного их учета во всех отраслях экономики любого государства. Однако мировая газовая индустрия до сих пор не может разрешить проблему по созданию универсального, простого и недорогого способа измерения потоков газа и разработке на его основе электронных средств измерения, что позволило бы специалистам разработать унифицированные методики учета объемов расходуемого газа и получения на их основе бесконфликтного баланса по объемам отпущенного и полученного газа.

В настоящее время газовая индустрия для измерения расхода газа использует различные косвенные способы измерения. Для обеспечения измерения потоков газа такими способами используются технические средства измерения (устройства, комплексы и системы), которые при большом количестве сложно изменяющихся и находящихся в корреляционной зависимости показателей, характеризующих состояние газа (температуры, давления, плотности, вязкости, скорости истечения из сужающего отверстия, изотермического и адиабатического расширения газа, завихрения, сопротивления потоку и других побочных факторов), существенным образом влияют на точность и достоверность измерения. Для обеспечения контроля и определения степени влияния этих факторов такие способы измерения требуют, в свою очередь, большого количества дополнительных технических средств обеспечения этих измерений, использование которых в каждом конкретном случае обусловливается дополнительным нагромождением технических, технологических и методических условий, значительно повышающих стоимость измерений и не гарантирующих требуемую точность и достоверность измерения. В случае разногласий по результатам измерения расхода газа ГОСТ 8.563.2-97 п.7.5; п.8.4.2 [6] и ПР50.2.019-96 п.8.2 и п.9.1.1 [15] рекомендует заинтересованным сторонам прибегнуть к согласительным процедурам, что в конечном итоге экономическим бременем отражается на конечном потребителе и, в первую очередь, на потребителе, использующем незначительные объемы газа. Последнее обстоятельство вытекает из того, что на практике при всех существующих способах косвенного измерения предельно малых величин газовых потоков, используемых как на магистральных газопроводах, так и при измерении коммунальных и бытовых объемов расхода, достоверность полученных результатов измерений ничтожно мала.

Используемые в настоящее время средства измерения объемов транспортируемого газа на магистральных газопроводах, разработанные на основе использования свойств сужающих диафрагм, сопел ИСА, труб и сопел Вентури (способ переменного перепада давления [5]), и на индустриальных газопроводах турбинные (тахометрический способ измерения [15]) и ротационные (объемный способ измерения) счетчики не позволяют удовлетворить требования экономики по увеличению пропускной способности газопроводов с одновременным увеличением точности и достоверности измерения и снижением стоимости этих измерений по причине возникающих противоречий – несовместимости предъявляемого набора требований с потенциальными возможностями используемых технических средств измерения, а в совокупности с изменяющимися свойствами движущегося в трубопроводе под большим давлением потока газа, и в противоречие с естественными законами природы.

Например, увеличение точности измерения по способу переменного перепада давления требует уменьшения площади поперечного сечения сужающего отверстия, что автоматически увеличивает давление газа в магистрали и снижает скорость его транспортирования. Кроме того, при больших значениях давления газа, возникающих в зоне измерения перепада давления на сужающих устройствах, возникает реальная угроза перехода газа в другую фазу своего состояния, что для процедуры достоверного измерения является недопустимым. Увеличение размера площади поперечного сечения проходного отверстия установленной в магистрали диафрагмы с целью увеличения ее пропускной способности уменьшает разницу перепада давления до и после диафрагмы, что ведет к снижению точности и достоверности измерения.

Таким образом, обеспечить измерение газовых потоков на условиях удовлетворения перечисленным выше экономическим и техническим требованиям с помощью используемых в настоящее время в газовой индустрии средств измерения невозможно, поскольку при удовлетворении условий предъявляемых требований измеряемая газовая среда изменяет свое агрегатное состояние, не приемлемое для осуществления процедуры достоверного измерения. Именно по причине удовлетворения требований по обеспечению устойчивого состояния измеряемого газового потока ограничивается диапазон применяемости перечисленных выше способов. Иными словами, измерение газовых потоков на основе использования косвенных способов измерения может быть признано эффективным, с точки зрения качества, достоверности и стоимости этого измерения, только там, где условия измерения априори известны, стабильны, а изменения предсказуемы.

Измерение расхода газа способом переменного перепада давления с использованием сужающих устройств, при своей внешней кажущейся простоте и ясности, на самом деле является одним из самых сложных, дорогих и несовершенных способов измерения расхода. Расчет же количества прошедшей через сужающее устройство газовой среды очень несовершенен и громоздок, несмотря на обрамление этого способа измерения в рамки разработанных и принятых к исполнению большого количества РД и ГОСТов.

В основе измерения потоков газа, движущихся по трубопроводам круглого сечения, способом переменного перепада давления используются накопленные знания, полученные на основе опыта работ предыдущих поколений специалистов (стереотипных эмпирических знаний), которые и были введены в соответствующие ГОСТы и РД. Однако при этом необходимо учитывать то обстоятельство, что в реальных условиях измеряемая газовая среда, находящаяся в трубопроводе под действием множества трудно предсказуемых факторов, может существенно изменять свое состояние и влиять на результаты измерений. Например, в магистральных трубопроводах большого диаметра, протяженностью несколько тысяч километров, измеряемая среда находится под большим давлением (до 75 МПа), что на участке трубопровода длиной всего лишь в 1 км может составлять массу измеряемой среды более 300 т. Естественно, что такая движущаяся с большой скоростью масса измеряемой среды в трубопроводе подвержена влиянию воздействующих на эту массу центробежных и Кориолисовых сил, создающихся вращающимся свойством Земли. В силу того, что магистральные трубопроводы большого диаметра проложены по сложному рельефу местности и под различными углами поворотов по отношению к линии меридиана Земли, то на таких участках газ под влиянием этих факторов (например, закона Бэра или сжимающихся свойств газа, или инерционных свойств движущейся большой массы газа) и множества других факторов изменяет свое состояние, что вкупе с конструктивными особенностями трубопровода, рельефными особенностями местности, внутренними сопротивлениями стенок трубопровода, изгибами, местными сопротивлениями и прочими факторами, а также в случае установки датчиков давления, плотномеров и даже датчиков температуры без учета вышеописанных особенностей приводит измерения на разных участках трубопровода к неоднозначным результатам.

В обобщенном виде к основным недостаткам измерения текучих и газообразных сред способом переменного перепада давления следует отнести то обстоятельство, что основа данного способа измерения базируется не на фундаментальных законах природы, которые мировой наукой хорошо изучены и представлены в учебной и научной литературе в виде уравнений, формул, формулировок, законов, констант и других общепризнанных выводов и рекомендованы мировым научным сообществом к практическому использованию и применению, а на основе анализа косвенных, искусственно создаваемых признаков, подверженных влиянию большого количества факторов, значения которых, в свою очередь, трудно измеряемые или сложно вычисляемые, а окончательный расчет результатов измерения осуществляется по уравнениям, сформулированным на основе обобщенных знаний предыдущих поколений специалистов, полученных опытным путем, с большим количеством сложновычисляемых поправочных коэффициентов.

Так, например, из области науки (см. раздел 9.3. [1], §2 раздела 12 [3]) известно, что для определения состояния многих газообразных веществ достаточно знать значения таких параметров, как температура – Т, давление – Р, объем – V и молярное количество газа – n. Связь между этими параметрами выражается уравнением состояния идеального газа (далее по тексту – УСИГ), полученным на основе молекулярно-кинетической теории газов, и которое связывает между собой четыре разных параметра агрегатного состояния газа

где R – коэффициент молярной газовой постоянной, имеющий более распространенное название – универсальной газовой постоянной. Численное значение его определяется выбором единиц измерения остальных переменных. Например:

п/п	Единицы измерения составных элементов уравнения состояния идеального газа	Численное значение универсальной газовой постоянной R
1.	литр × атм/(К × моль)	0,08206
2.	Кал/(К × моль)	1,987
3.	Дж/(К × моль) (система СИ)	8,314

Хотя уравнение состояния идеального газа помогает понять важнейшие свойства газов, поведение реальных газов существенно отличается от идеальных газов. О мере этих отличий можно судить после преобразования уравнения {1} к виду

Из такого представления уравнения видно, что для одного моля идеального газа (n=1) величина PV/RT должна быть равна единице. На рис.9.14 раздела 9.3. [1] приведен график зависимости отношения PV/RT от давления для некоторых газов при 300°К. Из анализа этого графика видно, что свойства реальных газов при больших давлениях существенно отличаются от идеальных. При этом необходимо подчеркнуть, что при умеренных значениях давления (в интервале от 1 до 10 атм) отклонения свойств реальных газов от идеальных не так велики, и в этой связи на практике можно с удовлетворительной точностью использовать уравнение состояния идеального газа.

Для более точного описания соотношений между показателями реальных газов в науке предложено множество различных уравнений состояния. Однако эти уравнения имеют более сложный вид по сравнению с уравнением состояния идеального газа. На практике пользуются наиболее распространенным уравнением состояния реальных газов, предложенным Ван-дер-Ваальсом

Это уравнение отличается от УСИГ {1} наличием двух поправочных членов, которые вносят поправку в объем и давление. Член уравнения nb в выражении (V-nb) вносит поправку на конечный объем газовых молекул, при этом вандерваальсова постоянная b для каждого вида газа имеет свое особое значение, которое выражается в единицах л/моль. Она является мерой истинного объема, занимаемого молекулами газа. При этом необходимо отметить, что с увеличением массы молекул или при совокупности их строений величина b возрастает. Поправка, вносимая в давление, учитывает наличие межмолекулярных сил притяжения. В этот поправочный член введена постоянная а, имеющая индивидуальные значения для каждого газа, а также множитель (n/V)². Это отношение имеет размерность моль/л и в поправочном члене уравнения взято в квадрат, потому что при больших давлениях число образующихся при столкновении молекулярных соединений пропорционально квадрату числа молекул в единице объема. При увеличении молекулярной массы и сложности строений молекул величина а возрастает.

Приведенное выше описание уравнения {3} полностью взято из [1] (раздел 9.8) для того, чтобы показать тот далеко не полный круг проблем, которые необходимо учитывать разработчикам средств измерения газовых потоков.

Одним из самых проблемных вопросов при измерении количественных величин расходуемого газа является свойство газа сжиматься и расширяться, изменяя при этом другие свои показатели по температуре и давлению.

В настоящее время определение физических свойств природного газа, в том числе его плотности и компонентного состава, в газовой индустрии РФ и стран СНГ регламентируется следующей НТД:

ГОСТ 30319.0-96 [5], ГОСТ 30319.1-96 [6], ГОСТ 30319.2-96 [7], ГОСТ 30319.3-96 [8]. Так, п.3.1 ГОСТ 30319.3-96 [8] для расчета физических свойств природного газа предлагается уравнение состояния УС {4}

где c_k1 – коэффициенты УС;

p_n=p_m/p_nk – приведенная плотность;

T_n=T/T_nk – приведенная температура;

p_m – молярная плотность, кмоль/м³;

p_nk и T_nk – псевдокритические параметры природного газа.

Приведенное УС для расчетов физических свойств природного газа на первый взгляд кажущееся не очень сложным при практическом его использовании превращается в трудоемкую научно-изыскательную работу.

При этом необходимо отметить следующее:

1) Предлагаемое УС {4} разработано для использования в условиях применения получения информативных признаков на основе использования сужающих устройств по ГОСТ 8.563.1-97 [5], ГОСТ 8.563.2-97 [6], а также рекомендовано для использования при измерениях потоков газа турбинными и ротационными счетчиками;

2) Согласно п.3.2 [10] исходными данными для расчетов свойств газа по УС являются давление, температура и компонентный состав природного газа, выраженный в молярных или объемных долях компонентов;

3) Пределы применения предлагаемого УС ограничены по давлению до 12 МПа, по температуре от 240 К (-33°С) до 480 К (+207°С).

Для наглядности наличия больших проблем при определении и вычислении количественных значений расходуемого газа ниже приведены в «свернутом» виде установленные ГОСТом уравнения, которые используются при различных условиях получения тех или иных информативных признаков с помощью сужающих устройств.

Так, для определения массового значения расхода газа при измерении его значений с помощью сужающих устройств ГОСТ 8.563.2-97 [6] (см. разд.5 (5,4-5,9)) рекомендует использовать следующие уравнения.

При непосредственном определении плотности среды в рабочих условиях

При косвенном определении плотности газа в рабочих условиях через плотность при стандартных условиях

И с учетом стандартных значений по температуре (T_c=293,15 К (20°С) и давлению (p_c=1, 0332 кгс/см² (101325 Па)

В приведенных уравнениях условные обозначения параметров раскрываются в таблице 1 ГОСТ 8.563.2-97, а приведенные в уравнениях масштабные коэффициенты приведены в таблицах А4-А.6 ГОСТ 8.563.2-97 [6] и занимают несколько страниц значений.

В экономическом плане к основным недостаткам измерения транспортируемого или расходуемого газа способом переменного перепада давления следует отнести следующие два обстоятельства:

первое – значительная часть энергетических затрат, направленных на обеспечение транспортирования газа в магистрали, расходуется на преодоление сопротивления потоку газа измерительных сужающих устройств вкупе с сопротивлениями стенок трубопровода и местными сопротивлениями, создающимися изгибами трубопроводов, в том числе и изгибами, повторяющими естественный рельеф местности. В ГОСТах этот показатель характеризуется величиной – потерянное давление;

второе – неоправданно высокая стоимость громоздких обеспечительных технологических процедур процессов измерения и контроля этих измерений.

Величина потерянного давления при измерении объемов транспортируемого по магистрали газа с помощью сужающих устройств согласно ГОСТ 8.563.1-97 п.п.10.1.9, 10.2.6 [5] может достигать до 25%. Иными словами это означает, что в пределе почти четвертая часть затрачиваемой на транспортирование газа энергии тратится на преодоление сопротивления измерительной диафрагмы, и это при том, что динамический диапазон измеряемого объема газа используемой диафрагмы ничтожно мал. Для прокачки газа в магистральных трубопроводах на газовых распределительных станциях устанавливаются турбореактивные двигатели мощностью до 50 МВт/ч, работающие на отведенном от магистрали газовом топливе или от подведенной электроэнергии.

Вопрос взаимосвязи величины потерянного давления и энергетических затрат, направленных на выполнение работы этого измерительного средства, или точнее сказать, на преодоление сопротивления, создающегося этим измерительным средством, требует дополнительного пояснения.

В силу того, что экономические затраты, направленные на транспортирование газа по газопроводам, составляют значительную часть общей стоимости газа, поступающего к потребителю, и которое обеспечивается поставщиком путем создания высокого давления в пункте его отгрузки, то величина потерянного давления в результате измерения и отбора газа потребителем составляет значительную часть его стоимости.

Из сказанного вытекает, что чем меньше величина потерянного давления на средствах измерения, тем дешевле стоимость газа. По этой причине, по мнению авторов настоящего изобретения, значение величины потерянного давления на любых средствах измерений должно нормироваться НТД и отражаться в ТУ на эти средства измерения и контролироваться как в процессе производства, так и в процессе эксплуатации этого средства измерения.

В настоящее время этот наиважнейший и определяющий экономический показатель стоимости газа ни в одном секторе экономики не контролируется и не учитывается, а сами средства измерения по этому показателю не проверяются, что вызывает у потребителей необоснованные претензии к стоимости поставляемого газа. Например, конфликты между хозяйствующими субъектами по стоимости поставляемого газа в Белоруссию, Украину и Грузию.

Анализ НТД по этому показателю наиболее распространенных способов и средств измерения, используемых в РФ, раскрывает причины, по которым этот показатель не введен в разряд строго регламентируемых и проверяемых параметров.

Так, например, из анализа [5], [11] и [12] вытекают следующие выводы.

В общем случае не привязываясь к типам используемых тех или иных сужающих устройств ГОСТ 8.563.1-97 (п.п.8.4, 9.8 и 10.1.9) [5] определяет под понятием потерянного давления разность статических давлений, измеренных при определенных условиях перед сужающим устройством и за сужающим устройством. Указанный ГОСТ приводит уравнение, по которому рассчитывается этот показатель на этапе установки сужающего устройства, но при этом не регламентирует процедуру проверки и контроля этого показателя в рабочих условиях.

ГОСТы требуют создания максимально возможного давления на сужающих устройствах, что обеспечивает большую разницу в значениях величин давления до и после сужающего устройства, что, в свою очередь, в конечном итоге обеспечивает приемлемую точность измерений объемного значения расхода газа и соответствующую потерю давления.

ГОСТ 28724-90 «Счетчики газа скоростные» [11] не дает никакого определения понятия потерянного давления и рекомендует раскрывать этот показатель в ТУ на конкретное изделие. Однако при этом ПР 50.2.019-96 [15] «Методика выполнений измерений при помощи турбинных и ротационных счетчиков» вообще ничего не упоминает об этом показателе. Совершенно ничего не упоминается и в «Руководстве по эксплуатации» на «Счетчики расхода газа турбинные типа TZ», выпускаемые ООО «ГАЗТУРБавтоматика». Руководством по эксплуатации ЛГФИ.407221.026 РЭ на счетчики газа типа СГ16МТ [21], выпускаемые Арзамасским приборостроительным заводом, п.1.2.4 регламентируется предельная величина потерянного давления на все типы выпускаемых счетчиков (1200 Па), а методику проверки этого показателя предлагают осуществлять с помощью графика, по которому величина расхода газа выражается в каких-то %, а использовать для определения другие рекомендованные показатели не представляется возможном из-за нагромождения условий определения одних неизвестных переменных значений на условия определения других переменных значений.

ГОСТ Р 50818-95(п.3) [12] определяет понятие потерянного давления как разность давлений на входе и выходе счетчиков и устанавливает на разные исполнения счетчиков предельные допустимые величины. Однако при этом ГОСТ никак не регламентирует проверку этого наиважнейшего технического показателя, который в конечном итоге напрямую определяет затраты, направленные на транспортирование газа поставщиком.

Согласно общеизвестным данным о стоимости поставляемого на Европейский рынок газа затраты на его транспортирование составляют от 30 до 50% его общей стоимости. Именно по этой причине количество пунктов учета транспортируемого газа на магистральных газопроводах ограничено, а технические службы, занимающиеся обслуживанием пунктов учета на газопроводах, в процессе сезонных колебаний объемов транспортируемого газа, с целью обеспечения требуемой точности и достоверности измерения, вынуждены вручную менять эти диафрагмы. Выбор необходимого размера устанавливаемой диафрагмы осуществляется на основе логических предположений обслуживающего персонала. При этом технические характеристики вновь устанавливаемой диафрагмы должны обеспечить такой перепад давления, при котором ранее установленные на данном измерительном комплексе датчики давления, температуры, плотномеры и другое оборудование, обеспечивающие необходимые условия процедуры измерения, должны обеспечить приемлемые точности измерения, исключающие необходимость проведения процедур переаттестации измерительного комплекса или измерительной системы в целом.

Любые незначительные изменения или отступления в конструкции такого измерительного комплекса или измерительной системы, незначительные изменения условий эксплуатации или технологического процесса измерения приводят к недопустимым искажениям результатов измерения. По этой причине хозяйствующие субъекты, занимающиеся добычей газа, его транспортированием, переработкой и использованием, вынуждены с целью обеспечения единообразия по учету и сведения приемлемого баланса по объему полученного и отпущенного газа ввести организационные, производственные, технологические процедуры по учету расходуемого газа, а также требования к конструктивным элементам измерительных устройств, комплексам или системам, все технологические процедуры по монтажу, установке, эксплуатации, действиям операторов, процедуре рабочих по закрутке болтов и гаек подробнейшим образом регламентировать соответствующими ГОСТами и РД, а в результате эти же ГОСТы и РД рекомендуют заинтересованным сторонам, в случае разногласий, которые на практике возникают ежечасно, прибегнуть к согласительным процедурам.

Сложившаяся в последнее время практика по использованию современных СВТ для обработки полученных результатов измерений на магистральных и индустриальных газопроводах создает иллюзию улучшения результатов измерения. На самом деле произошла некоторая автоматизация рутинных технологических операций, осуществляющих процедуры съема данных с датчиков и приборов и их автоматический ввод для учета и расчета в вычислительную систему. Использование СВТ для достижения поставленной цели в данном варианте их использования безусловно является необходимым и полезным, однако большая часть операций, с помощью которых была разрешена часть технологических проблем, связана с автоматизацией процедур: отнеси, принеси, запиши, сообщи, позвони, перемножь, раздели, сложи, вычти. В процедуре добычи достоверных и недорогих информативных признаков, являющейся в этой проблеме первоосновой, ничего не изменилось. Наоборот, эти проблемы с требованием рынка по увеличению объемов поставляемого газа только более выпятились и обострились. В связи с этим обострились отношения по спорным вопросам об объемных количествах отпущенного и полученного газа (конфликтный баланс) между хозяйствующими субъектами. Примером тому является конфликт между хозяйствующими субъектами РФ и Украины осенью 2005 г.

Измерение количества расходуемого газа, определение его физических свойств методом переменного перепада давления, а также при помощи турбинных и ротационных счетчиков в РФ и странах СНГ регламентируется межгосударственными стандартами, включающими в себя следующие ГОСТы: ГОСТ 8.563.1-97 [5], ГОСТ 8.563.2-97 [6], ГОСТ 30319.0-96 [7], ГОСТ 30319.1-96 [8], ГОСТ 30319.2-96 [9], ГОСТ 30319.3-96 [10], ГОСТ 28724-90 [11], ГОСТ Р 50818-95 [12], ПР 50.2.019-96 [15].

Анализ этих ГОСТов показывает, что существующие способы измерения расходов газа не могут считаться универсальными, т.к. потенциальные возможности измерительных комплексов, построенных на сужающих устройствах, турбинных и ротационных счетчиках ориентируются, настраиваются и аттестуются на конкретную измеряемую среду с очень узкими диапазонами характеристик ее агрегатного состояния (плотности, температуры, давления), а в конечном итоге и на узкий диапазон объемного или количественного значения расходуемого потока газа.

Кроме того, анализ требований вышеуказанных ГОСТов показывает, что к существующим средствам измерения различных объемов газа предъявляются различные требования по допустимой относительной погрешности измерения, по порогу чувствительности, по величине потерянного давления, затрачиваемого средством измерения для осуществления процедуры измерения.

Тахометрический способ измерения объемов транспортируемого газа (турбинные счетчики) рассчитан на измерение потоков газа в диапазоне давлений до 1,2 МПа и объемов от 16 до 4000 м³/ч. При этом в силу конструктивных особенностей такие измерительные устройства обладают большой инерционностью и, кроме того, при больших давлениях измеряемого потока газа подвержены быстрому износу и даже разрушению рабочих органов, что ограничивает диапазон применения их, поскольку для больших объемов измеряемых потоков газа вводят недопустимо большие погрешности.

На порог чувствительности технического средства измерения, на точность и достоверность результатов измерений объемных значений газа с помощью турбинных счетчиков существенное влияние оказывает масса вращающейся турбины (гравитационные свойства материи). Это свойство материи, в данном варианте ее использования, в конечном итоге проявляется в сопротивлении потоку измеряемой среды, проходящей через турбину. Характеристики этого сопротивления для различных объемов газа, проходящих через турбину, не линейны. С увеличением объема проходящего через турбину газа увеличивается скорость ее вращения, в связи с чем более контрастнее проявляются негативные инерционные свойства массивных турбин. Особенно это свойство негативным образом сказывается при измерении пульсирующих режимов течения газа. Такие режимы использования газа в последнее время находят все большее применение в котельных, где газ небольшими порциями в смеси с воздухом в импульсном режиме подается в топку котла в зону теплообменника и где в фазе микровзрыва, обладающего высокой проникающей способностью, осуществляется передача тепла для нагрева теплоносителя. Используемые для учета газа в таких системах турбинные счетчики не способны обеспечить объективный и достоверный учет расходуемого газа. Совокупность негативных свойств турбинных счетчиков в нормативной и технической документации на эти типы счетчиков учитывается одним общим показателем на целый ряд различных исполнений счетчиков, что в современных условиях рыночной экономики и при постоянном росте спроса и стоимости газа для конечного потребителя является неприемлемым.

Негативные свойства турбинных счетчиков учтены и отражены в разделе требований метрологических характеристик, предъявляемых к данным типам скоростных счетчиков ГОСТа 28724-90 п.1.3.1, табл.2[11].

В данном разделе ГОСТа пределы допустимой относительной погрешности для различных вариантов конструктивных исполнений счетчиков нормируются следующими величинами.

В диапазоне измерений объемных значений расходуемого газа от Q_minmax ГОСТом устанавливается предельная величина допустимой относительной погрешности +/-3%, а в диапазоне от 0,2Q_maxmax – +/-2%, что в абсолютных объемных значениях для различных видов исполнения счетчиков составляет следующие величины.

Согласно «Руководства по эксплуатации ЛГФИ.407221.026 РЭ» [21] на счетчики газа типа СГ16МТ, выпускаемые Арзамасским приборостроительным заводом, по техническим условиям ТУ 4213-001-07513518-02, счетчик газа исполнения СГ16МТ-100-40-С имеет следующие показатели относительной погрешности измерения:

для Q_min (10 м³/ч) допускается погрешность измерения до 300 л, а для 0,2Qmax (20 м³/ч) – 600 л, для Q_max(100 м³/ч) – 2000 л.

Для счетчика газа исполнения СГ16ТМ-4000-40-С эти показатели величины допустимой относительной погрешности измерения в абсолютных величинах имеют следующие значения:

для Q_min (400 м³/ч) – 12000 л, а для 0,2Q_max (300 м³/ч) – 24000 л, для Q_max (4000 м³/ч) – 80000 л (80 м³).

Из анализа вышеприведенных примеров вытекает явная несправедливость по отношению к потребителям малых объемов газа, что противоречит законодательству РФ о защите прав потребителей.

Резкое увеличение спроса на мировом рынке газа и постоянно повышающаяся его стоимость требует от разработчиков средств измерения потоков газа учитывать в конечных результатах измерения такие технические характеристики средства измерения, как чувствительность и порог чувствительности.

Порог чувствительности является наиважнейшей технической характеристикой любого средства измерения, поскольку характеризует не только предельную нижнюю границу динамического диапазона измерения, но и может существенным образом влиять на общую оценку погрешности измерения количества отпущенной среды, что особенно важно учитывать при измерении нестационарных (пульсирующих) режимов течения потока. Например, у некоторых способов измерения с увеличением объема проходящей через средство измерения среды чувствительность на изменяющиеся течения потока может повышаться в разы, а у некоторых – значительно снижаться, что в конечном итоге и в том, и в другом случае несправедливо влияет на оценку стоимости объемного значения отпущенного газа.

Например, у ротаметров с конической измерительной трубой и мембранных счетчиков газа чувствительность с увеличением объемного значения расхода измеряемой среды снижается. В первом случае – за счет увеличения соотношения площади поперечного сечения проходного отверстия ротаметра к площади поперечного сечения измерительного шарика (поплавка, турбины), во втором случае – за счет увеличения сопротивления, создающегося трущимися деталями конструкции. Причем в случае с использованием мембранных счетчиков сопротивление измеряемому потоку увеличивается как при увеличении температуры потока, так и при ее снижении. В населенных пунктах, где газовая магистраль проложена над поверхностью земли, температура газа в сезоны перехода зимы на лето за сутки может меняться в диапазоне от плюс 90°С до минус 15°С. В сельской местности РФ, где в настоящее время идет государственная программа по газификации села и где в основном устанавливаются счетчики мембранного типа, местом установки этих счетчиков являются подсобные помещения. Температурный режим в таких помещениях в зимний период не очень существенно отличается от наружного, а в летний период значительно превышает. В таких условиях эксплуатации счетчиков уже через непродолжительное время сопротивление измеряемому потоку (потеря давления) существенно увеличивается, а следовательно, уменьшается чувствительность к величине изменяющегося потока. Скрип со скрежетом трущихся подвижных деталей конструкции мембранных счетчиков является не редкой причиной обращения встревоженных абонентов к службам газового хозяйства регионов.

ГОСТ 28724-90 [11] п.1.9 требований по надежности определяет средний срок службы тахометрических счетчиков от 6 до 12 лет, однако при этом межповерочный интервал для счетчиков типа СГ16МТ согласно п.6.1 руководства по эксплуатации [21] составляет 5 лет, а для счетчиков типа TZ согласно п.3.2. руководства по эксплуатации ГТА С 2.833 053 РЭ [22] – 8 лет.

Требованиями п.5.5 ГОСТа Р50818-95 [12] установлен полный ресурс работы счетчиков мембранного типа -10 лет, а межповерочный интервал – 8 лет.

И это при том, что законодательство РФ о защите прав потребителей устанавливает, что все средства измерения, по которым определяется размер оплаты за реализованную продукцию и оказанные услуги, должны проходить контроль в специализированных аттестованных лабораториях не реже двух раз в год.

Во всех средствах измерения, работающих продолжительное время в жестких или экстремальных условиях эксплуатации, чувствительность изменяется. По этой причине НТД на эти приборы должны устанавливать жесткие требования по условиям и срокам их применения, эксплуатации и хранения.

В этой связи авторы настоящего изобретения считают, что характеристики средства измерения – порог чувствительности и чувствительность так же как и потерянное давление должны быть закреплены в ГОСТах и отражены в ТУ на конкретные средства измерения, а методика их проверки должна осуществляться электронными средствами автоматически регулярно, на месте эксплуатации и в процессе работы.

В связи с тем, что существующая НТД на способы и средства измерения газовых потоков не конкретизирует определения понятиям порога чувствительности и чувствительности средства измерения, авторы настоящего изобретения считают, что исходя из логики и здравого смысла под понятием порога чувствительности средства измерения следует понимать устойчивую его работу при предельно минимальных значениях измеряемого параметра, при которых обеспечиваются заложенные в ТУ требования к качеству полученных результатов, значения которых не выходят за пределы допустимой относительной погрешности, установленной на данное средство измерения.

Чувствительность средства измерения есть характеристика динамическая, под которой следует понимать интегральную характеристику свойства средства измерения ощущать незначительные изменения любой составляющей характеристики измеряемой среды, влияющей на конечный результат измерения объемного или количественного значения расходуемого газа и которую средство измерения должно учитывать при сведении итогового результата.

Объемный способ измерения количества транспортируемого газа (ротационные счетчики) рассчитан на измерение потоков газа в диапазоне давлений до 1,6 МПа и объемов до 400 м³/ч. Этот способ обеспечивает высокую точность измерения за счет изготовления узлов измерительного устройства высокой точности, что совершенно исключает применение таких измерительных устройств на магистральных и индустриальных газопроводах, где измеряемая газовая среда не соответствует требованиям особой чистоты. Наличие примесей, масел, воды, пыли и прочих твердых включений в измеряемой газовой среде для работы ротационных счетчиков недопустимо. Это обстоятельство ограничивает область применения этого способа измерения, поскольку такие технические средства обеспечивают надежную работу только при измерении однородных, сухих и очищенных от примесей газовых потоков.

Как и все другие используемые в газовой индустрии средства измерения объемных значений газовых потоков, работа которых осуществляется за счет использования энергии движущегося потока газа, ротационные счетчики имеют по таким показателям, как потерянное давление и порог чувствительности, далеко не лучшие показатели по сравнению с показателями турбинных счетчиков. Более того, анализ НТД по ротационным счетчикам показывает, что чувствительность ротационных счетчиков с увеличением диапазона измерения падает, а величина потерянного давления увеличивается.

Для осуществления процедуры определения объема расходуемого газа, приведенного к стандартным условиям, принятым в коммерческом учете для взаимных расчетов при тахометрическом и объемном способе измерения, используются те же самые дополнительные технические средства измерения параметров газа (датчики температуры, давления, плотности, вязкости, перепада давления), что и при измерении расходуемых объемов газа, способом переменного перепада давления. Кроме того, процесс измерения требует соблюдения большого количества обеспечительных технологических процедур условий измерений. При этом значения некоторых параметров и коэффициентов снимаются или вычисляются и заносятся для перерасчета в вычислительное устройство оператором вручную и периодически.

Несмотря на то, что динамический диапазон объемного и тахометрического способа измерения газа относительно большой, количество типоразмеров выпускаемых турбинных счетчиков в диапазоне измерений от 10 до 4000 м³/ч составляет более двух десятков. По этой причине каждому типоразмеру используемого счетчика устанавливается своя номенклатура датчиков и свои требования по монтажу и эксплуатации. Это обстоятельство в совокупности со стоимостью таких измерительных средств порою вынуждает потребителя отказываться от их использования.

Стоимость таких измерительных и вычислительных комплексов сопоставима со стоимостью объемов газа, используемого потребителем в течение нескольких лет.

Условия рынка требуют наделения вновь разрабатываемых средств измерения большим количеством наиважнейших потребительских свойств. Среди них показатели по надежности, восстанавливаемости и ремонтопригодности, а также показатели по автоматизации процессов контроля работоспособности и аттестации средств измерения на месте эксплуатации без остановки и демонтажа в процессе работы. В настоящее время ни одно из известных типов и видов средств измерения газовых потоков, используемых в РФ, не удовлетворяет этим условиям и это при том, что современные достижения в области разработки и использования СВТ позволяют разработчикам удовлетворить требования рынка по созданию необходимых средств измерения и наделения их необходимыми потребительскими свойствами. В этой связи главной задачей для разработчиков таких средств измерения является разрешение вопроса получения необходимых информативных признаков в виде унитарных электрических сигналов, обработка которых с помощью встроенных программных средств унифицированных микроконтроллеров (МК), позволит широкому кругу разработчиков специализированных средств измерения добиться поставленной цели (например, см. [20]).

Все вышеизложенные особенности, возникающие при измерении количества расходуемого газа, должны учитываться при разработке новых электронных средств измерения. Однако в силу того, что в сфере разработок специализированных СВТ, к которым, безусловно, следует отнести разработку электронных средств измерения газовых потоков, произошло резкое расслоение специалистов по узким направлениям работ (разработчики-конструктора СВТ, разработчики новейших технологических материалов и процессов, разработчики-схемотехники СВТ, разработчики ассемблера (внутреннего программного обеспечения – ПРО) СВТ, разработчики системного ПРО и наконец разработчики прикладного ПРО для данного СВТ) и для каждого из этих разработчиков необходимо правильно сформулировать и поставить конкретную задачу (требования), что практически очень сложно сделать в силу того, что такая разработка требует от разработчиков не только глубоких знаний и понимания фундаментальных законов природы, но и прозорливости в их возможном использовании и такого же глубокого понимания широкого круга других природных явлений из области физики, химии и техники. В этой связи авторы настоящего изобретения вынуждены с целью пояснения некоторых принципов работы предлагаемого способа ссылаться в качестве доводов на различные источники и пояснять использование общеизвестных из науки законов природы. Это приходится делать еще и потому, что в различных источниках научной литературы, на которые авторы ссылаются, одни и те же законы природы описываются формулами и уравнениями с использованием различной символики, да еще к тому же в изложении с использованием дифференциального или интегрального исчисления. Все это вводит путаницу и осложняет понимание известных еще из школьного курса физики и химии свойств газов.

Попыток разрешить описанный выше круг проблем при создании необходимых электронных средств измерения было много. Все эти попытки базировались на общей стереотипной исходной схеме получения информативных признаков в виде аналоговых электрических сигналов с частными техническими решениями. В обобщенном виде такая схема получения информативных признаков, их обработка и получение конечного результата представляется следующим образом. В измерительной трубе устанавливаются датчики расхода (например, сужающее устройство или турбинный счетчик), аналоговые датчики температуры, давления, плотности и еще целый ряд дополнительного оборудования (например, см. [6]) в зависимости от поставленной цели. Полученные аналоговые сигналы после различных с ними действий и преобразований с помощью аналого-цифровых преобразователей (АЦП) оцифровываются в числовые значения, а затем с помощью СВТ с жесткой или программируемой логикой осуществляется расчет конечного результата по уравнениям, приведенным к стандартным условиям, принятым в коммерческом учете. Например, см. патент США – US 3729995 «Система компенсации по температуре и давлению для расходомеров». Или описания к авторским свидетельствам SU 1062524 А «Способ измерения расхода газа с переменными параметрами» и SU 1059429 А «Расходомер газа».

Оценивая в общем виде итоги полученных результатов, все эти попытки следует отнести к разряду технических или методических «ухищрений», с помощью которых, в лучшем случае, решались частные задачи, и не более того. Работа таких технических решений достаточно подробно изложена в описательной части изобретения по патенту РФ RU 2284474 С9 [13], являющемуся основным прототипом предлагаемого способа.

Одна из таких попыток разрешить часть проблем путем конструктивных «ухищрений» была предпринята в частном техническом решении, изложенном в изобретении по патенту РФ RU 2085853 С1 «Счетчик газа-расходомер».

В описательной части данного изобретения раскрыта часть недостатков и проблем, возникающих при использовании существующих турбинных счетчиков, и сформулированы правильные выводы относительно того, что для обеспечения высокоточного и достоверного измерения потоков газа турбинными счетчиками вращающаяся турбина должна находиться в «плавающем» состоянии без контакта с опорами. Этот вывод в общем случае является принципиально важным, поскольку предопределяет необходимость наделения конструкции турбинного измерительного устройства двумя важными обстоятельствами. Первое обстоятельство заключается в том, что направление движущегося потока измеряемой среды должно происходить снизу вверх, а второе обстоятельство заключается в том, что изменение площади поперечного сечения проходного отверстия средства измерения должно изменяться адаптивно по отношению к объемному значению измеряемой среды, проходящей через это отверстие.

Однако предложенное в изобретении техническое решение носит частный характер, что не позволяет его использовать для широкого практического применения по следующим доводам.

Для обеспечения устойчивой работы предложенной конструкции счетчика необходимо обеспечить высокую скорость вращения турбины с линейной характеристикой изменения скорости вращения пропорционально количественному или объемному изменению значения измеряемой среды.

В предлагаемом техническом решении данного изобретения – реактивная турбина с тангенциальными отверстиями, обеспечивающими реактивные свойства выходящей из отверстий газовой струи, требует достаточно больших плоскостей направляющих отверстий, что в свою очередь требует относительно большой толщины стенок турбины. При малой толщине стенок турбины вероятность получения необходимых свойств отверстий, обеспечивающих тангенциальный наклон выходной струи газа, и особенно при измерении потока газа, находящегося под малым давлением, ничтожно мала. Кроме этого вращающиеся элементы предложенной конструкции расходомера (конус с валом и турбиной) имеют большие величины вращающихся плоскостей, находящихся в соприкосновении с плоскостями неподвижных элементов конструкции, что при малых расходах газа и соответственно этим расходам малых зазоров между этими плоскостями приведет к нестабильному вращению и к неизбежному, в таких случаях, соприкосновению и биению подвижных и неподвижных элементов этой конструкции. По вышеизложенным обстоятельствам предложенная конструкция счетчика требует неоправданно высокой точности его установки на месте эксплуатации в двух плоскостях – горизонтальной и вертикальной.

Сложная схема движения газа с большим количеством конструктивных переходов потока газа через различные сужающие отверстия предложенной конструкции счетчика создает большое сопротивление этому потоку и соответственно увеличивает потерю давления. Это обстоятельство, в свою очередь, снижает порог чувствительности и уменьшает динамический диапазон измерения.

Увеличение динамического диапазона измеряемого объемного значения газа по предложенной конструкции счетчика ограничивается линейными и объемными размерами подвижных элементов счетчика (конуса с валом и турбиной). Увеличение линейных размеров указанных элементов конструкции увеличивает их объемные значения, что, в свою очередь, в сложной нелинейной прогрессии увеличивает их массу. По этой причине величина динамического диапазона измеряемого объема газа по предложенной конструкции не может быть большой.

Кроме того, конструктивные особенности предложенного технического решения также не позволяют использовать его для широкого диапазона измерений, поскольку линейные размеры свободной высоты промежуточной полости счетчика ограничивают вертикальное перемещение турбины, и аналогично свободное расстояние высоты выходной полости ограничивает вертикальное перемещение конуса. При этом турбина своим вертикальным перемещением перекрывает доступ газа к осесимметричным отверстиям и зазору для прохода газа в выходную полость. Увеличение свободного пространства этих полостей также влечет за собой увеличение линейных и объемных величин подвижных элементов предложенной конструкции, что ведет к увеличению их массы и снижению динамического диапазона измерения.

Таким образом, поставленная авторами этого изобретения цель может быть достигнута только в очень узком диапазоне применений. Например, где соотношение силы кинетической энергии движущегося на выход предложенного счетчика потока газа значительно превышает силу гравитационных свойств турбины.

В изобретении по патенту РФ RU 2284474 С9 [13], являющемся прототипом настоящего изобретения, заложены принципы измерения, по которым информативными признаками объемного количества расхода газа являются: количественные, временные, частотные и амплитудные характеристики унитарных электрических сигналов, поступающих с преобразователя и являющихся следствием воздействия движущегося потока газа, проходящего через измерительную трубу и на находящийся в ней свободно перемещающийся и вращающийся поплавок в виде поршня, величина перемещения и скорость вращения которого зависят от объемного количества прошедшего через поплавок газа и его агрегатного состояния – температуры, давления и плотности.

В процессе разработки конструкции ротаметрического преобразователя по предложенному в изобретении техническому решению при макетировании и испытании изготовленных образцов поплавков было выявлено три важных для практического использования обстоятельства, которые существенно влияют на качество работы преобразователя и, в конечном итоге, ограничивают область его применения. Во первых, предложенная конструкция поплавка имеет очень низкую стартовую скорость вращения в связи с тем, что передача кинетической энергии движущегося через него потока газа осуществляется через незначительную часть плоскостей его конструкции. Иными словами, сцепление потока газа с конструктивными элементами поплавка для осуществления передачи этой энергии движения газа на вращение поплавка осуществляется в предложенной конструкции ничтожно малой частью плоскости этого поплавка – канавками на внутренней поверхности проходного отверстия поплавка. Во-вторых, по вышеизложенной причине приращение скорости вращения поплавка с увеличением объемного значения проходящего через поплавок газа носит линейную характеристику только в узком диапазоне применения. В-третьих, чувствительность поплавка на незначительные изменения течения газового потока (пульсирующий режим использования газа) проявляется только при очень больших скоростях своего вращения, которые обеспечиваются предложенной конструкцией только при предельно большом режиме течения газа через преобразователь. В-четвертых, в предложенном техническом решении практически невозможно выделить информативные признаки, характеризующие изменение плотности газового потока, а признаки для контроля работоспособности средства измерения на месте эксплуатации в процессе работы и его аттестации могут быть использованы только в предельном режиме его эксплуатации.

Задачей настоящего изобретения является разработка универсального способа получения информативных признаков для измерения объемных или количественных значений расходуемого газа и создания на его основе недорогих, высокоточных, простых, надежных и безопасных в эксплуатации и обслуживании электронных средств измерения газовых потоков, работающих в широком динамическом диапазоне измерений и экстремально жестких условиях эксплуатации при постоянно меняющихся параметрах агрегатного состояния измеряемого потока газа (температуры, давления, плотности) как на магистральных газопроводах и энергетических объектах, потребляющих индустриальные объемы газа, так и при измерении коммунальных и бытовых объемов расходуемого газа.

В общем виде поставленная задача достигается за счет использования особой конструкции электронного емкостного ротаметрического преобразователя, электрические сигналы с которого представляют собой совокупность функционально связанных между собой различных групп унитарных импульсных сигналов, формирование которых является следствием воздействия измеряемого потока газа на свободно вращающуюся и перемещающуюся в газовом потоке особой конструкции турбины с известными физическими, механическими, аэродинамическими и конструктивными свойствами во взаимосвязи с особым расположением конструктивных элементов емкостного преобразователя, расположенных на измерительной трубе ротаметра и юбке турбины. Поступающие с выхода преобразователя электрические сигналы представляют собой совокупность изменяющихся по времени, по количеству, по частоте и амплитуде и функционально связанных между собой групп импульсов, анализ временных и количественных соотношений которых позволяет разработчикам средств измерения использовать их для окончательного вычисления количественного или объемного значения расходуемого газа различными методами вычисления.

Например, на основе использования законов механики, кинематики, гидродинамики и аэродинамики во взаимосвязи с законами физики и химии, характеризующими, в свою очередь, взаимосвязь параметров агрегатного состояния измеряемого потока газа по уравнению состояния идеального газа, полученному на основе молекулярно-кинетической теории газов, и которое связывает между собой четыре разных параметра состояния газа: температуры – Т; давления – Р; объема – V и молярное количество газа в данном объеме – n.

Связь между этими параметрами выражается уравнением состояния идеального газа {1}.

Технически поставленная цель в предлагаемом способе получения информативных признаков для создания электронных средств измерения газовых потоков достигается за счет объединения и использования в одном техническом решении нескольких основополагающих конструктивных признаков, присущих различным, хорошо известным в науке и технике способам измерения расхода газа, в сочетании с электронными средствами, формирующими электрические сигналы, количественные, временные, частотные и амплитудные параметры которых, как это уже отмечалось, характеризуют динамику перемещения и скорость вращения свободно движущейся в газовом потоке особой конструкции турбины, являющиеся следствием совокупного воздействия на нее изменяющихся характеристик состояния газового потока.

В предлагаемом способе используются конструктивные элементы и свойства емкостного ротаметрического преобразователя (способ постоянного перепада давления) [13], турбинных счетчиков (тахометрический способ) [11] и [4], сужающих устройств и труб Вентури (способ переменного перепада давления) [5], объемных мерных сосудов (прямой объемный способ) [4] и [15] с использованием для вычисления конечного результата известных из науки фундаментальных законов природы и свойств материи, которые современной наукой хорошо изучены, описаны, мировым научным сообществом общепризнанны и предложены для практического использования, в совокупности с законами физики и химии, описывающие свойства газов. Например, законов Ньютона, Архимеда (закона плавающих тел) с использованием в вычислениях динамических свойств тел вращения (турбины), находящихся под воздействием давления движущегося потока газа рассматриваемым в данном случае как движущей силой. Например – закона инерции, закона равенства действия и противодействия (второй закон Ньютона) и которые в общем случае описываются основным уравнением динамики: «Сила F равна произведению массы тела m на ускорение а, которое сила сообщает телу»

– уравнением определяющий момент инерции тела вращения (турбины)

– уравнением вычисления кинетической энергии вращающихся тел

где w – угловая скорость вращения, J – момент инерции тела относительно оси вращения.

С учетом свойств газов, которые характеризуются ниже перечисленными законами.

Закона Паскаля, согласно которому если к некоторой части поверхности, ограничивающей газ или жидкость, приложить давление, то оно одинаково передается любой части этой поверхности. Закона Бойля Мариотта, характеризующего соотношение между давлением и объемом газа при постоянной температуре. Закона Гей-Люссака, характеризующего соотношение между объемом и температурой газа при постоянном давлении. Закона Шарля, характеризующего соотношение между давлением и температурой газа при постоянном объеме, иными словами – зависимость давления от температуры. Закона парциальных давлений Дальтона, характеризующего соотношение между полным давлением газовой смеси и давлением, создаваемым каждым отдельным компонентом в отсутствие других компонентов при тех же температуре и объеме. Гипотезы Авогадро, согласно которой в равных объемах газа при одинаковых температуре и давлении содержится равное число молекул. Иными словами, параметры состояния газа, определяющие его физические свойства, не зависят от конкретного химического состава индивидуальных газовых частиц.

При этом в качестве первичного преобразователя количественного значения расходуемого газа используются простые, понятные и доступные для серийного производства электронные схемы, электрические сигналы с которых несут многомерные информативные признаки объемного или количественного (молярного) значения расходуемого газа, обработка которых с помощью широко освоенных и применяемых для таких целей средств вычислительной техники (микроконтроллеров – МК) позволяет вычислять эти величины с помощью программных средств (ПРО).

На Фиг.1 приведена схема фрагмента конструкции электронного емкостного ротаметрического преобразователя с элементами конструкции «плавающей» и вращающейся в газовом потоке турбины, находящейся в «рабочем» положении, с видом сверху и снизу.

На Фиг.2 приведена схема фрагмента конструкции электронного емкостного ротаметрического преобразователя с элементами конструкции входной части измерительной трубы в нижнем предельном положении турбины.

На Фиг.3 приведено изображение вида сверху предлагаемой конструкции электронного емкостного ротаметрического преобразователя с дополнительными выходными емкостными обкладками (маркерами) и дополнительными элементами электронной схемы преобразователя.

На Фиг.4 изображены эпюры осциллограмм электрических сигналов, поступающих с преобразователя, поясняющих принцип работы и принцип получения информативных признаков (количественных, временных, частотных), характеризующих количественное значение расходуемого газа и его агрегатное состояние. В нижнем (осциллограммы а, б и в), среднем (осциллограммы г, д, и е) и верхнем пределе положения турбины в измерительной трубе преобразователя.

На Фиг.5 изображены эпюры осциллограмм электрических сигналов, получаемых на выходе компараторов преобразователя, и их информативные признаки.

На Фиг.6 изображены графики, характеризующие поведение турбины при изменении плотности измеряемого потока газа , где кривые а, б и с характеризуют зависимость скорости вращения турбины от высоты ее положения h в измерительной трубе преобразователя при различных рабочих значениях плотности газа _раб, а кривые k, l и m характеризуют характер изменения количества сформированных на выходе компаратора F1 электрических сигналов (N₁).

На Фиг.7 изображен график, поясняющий принцип формирования информативных признаков (изменения скорости вращения турбины и высоты ее положения h) при изменяющейся массе турбины и рабочей плотности газа, равной эталонной.

На Фиг.8 приведена в развернутом виде схема конструкции измерительной трубы электронного емкостного преобразователя с элементами конструкции входной и выходной емкостных обкладок преобразователя, а также емкостных обкладок маркеров на фоне нижнего места расположения емкостных обкладок турбины (турбина не показана), в совокупности с электронной схемой преобразователя в виде формирователей групп электрических сигналов, поступающих с преобразователя и маркеров, количественные значения в которых и количественные соотношения которых являются информативными признаками количественной величины расходуемого газа с учетом изменяющихся значений состояния измеряемого газового потока (температуры, давления, плотности) и с учетом изменяющихся значений, характеризующих физические свойства турбины (массы турбины, площади поперечного сечения проходного отверстия турбины).

Кроме того, на фиг.8 изображена упрощенная электронная функциональная схема определения количества расходуемого газа, приведенного к стандартным условиям, принятым в коммерческом учете при взаимных расчетах (в объемном, молярном или массовом представлении) на основе использования полученных по предлагаемому способу числовых значений информативных признаков для бытовых, коммунальных или промышленных нужд.

На Фиг.9а изображен пример распределения адресного пространства поля памяти ППЗУ по зонам, секторам и ячейкам и схема расположения ячеек памяти с записанными в них одинаковыми значениями.

На Фиг.9б изображены примеры, поясняющие принцип определения точного места положения турбины в измерительной трубе.

На Фиг.10 изображена функциональная электронная схема получения информативных признаков для вычисления количества расходуемого газа на индустриальных и магистральных объектах.

Примечание. Дальнейшее описание предлагаемого изобретения авторы осуществляют на предположении о знакомстве заинтересованного лица с описательной частью принципа работы устройства по изобретению 2005101996 от 27.01.2005 г. (Патент 2284474) [13], являющегося основным прототипом предлагаемого изобретения.

В предлагаемом способе использована конструкция и принцип работы электронного емкостного ротаметрического преобразователя по заявке на изобретение 2005101996 от 27.01.2005 г. (Патент 2284474) [13], в котором вместо поплавка используется особая конструкция вращающейся и свободно перемещающейся в измерительной цилиндрической трубе ротаметра полой турбины (Фиг.1, поз.2), профиль корпуса которой в разрезе по оси измерительной трубы, измерительного конуса и турбины представляет собой профиль трубы Вентури. (Фиг.1, Фиг.2, поз.5, 6, 7).

На наружной поверхности цилиндрического участка турбины (юбки) (Фиг.1, поз.4) нанесены обкладки электродов емкостного преобразователя С₁^П и С₂^П (Фиг.1, Фиг.3, Фиг.8 поз.17, 18), которые в процессе вращения турбины образуют с емкостными электродами на наружной поверхности измерительной трубы ротаметра С₁^Т, С₂^Т, С₃^Т (Фиг.1, Фиг.3, Фиг.8, поз.12, 13, 14) емкостные связи, посредством которых осуществляется передача электрических сигналов с входа преобразователя на выход. Количественные характеристики этих сигналов в совокупности с их временными и частотными характеристиками и позиционным положением турбины в измерительной трубе являются высокоинформативными и многомерными признаками объемного количества расходуемого газа с учетом его температуры, давления и плотности.

Входная коническая часть турбины (конфузор) (Фиг.1, поз.5) и выходная коническая часть турбины (диффузор) (Фиг.1, поз.7) оснащены лопастями 8 и 9, расположенными по винтовой линии, обеспечивающими стабильное приращение скорости вращения турбины пропорционально расходуемому количеству измеряемой среды.

С целью обеспечения высокой чувствительности турбины к ничтожно малым величинам измеряемого потока газа, проходящего через измерительное устройство, турбина в нижнем пределе своего положения опирается на прецизионный конический подшипник (Фиг.2, поз.11), который по своей конструкции является продолжением измерительного конуса 3 и выполняет его функцию. Кроме того, с целью обеспечения измерения объемов газа в широком динамическом диапазоне его использования при низких давлениях газа на входе измерительной трубы устанавливается входная втулка (Фиг.2, поз.15) с осесимметрично расположенными в ней коническими с тангенциальным наклоном отверстиями поз.16, выходы которых в нижнем пределе положения турбины обеспечивают направление движения потока газа на лопасти входного конуса (конфузора) турбины, придавая им вращательный момент.

В исходном положении при незначительных объемах расхода газа до момента, когда величина расхода газа силой своей кинетической энергии движения преодолеет сопротивление силы гравитационных свойств турбины и поднимет ее, вращение турбины осуществляется за счет подшипника, на который она опирается в исходном состоянии (Фиг.2, поз.11). До момента отрыва турбины от подшипника расчет объемного или количественного (молярного) значения газа осуществляется вычислительным устройством (ВУ) средства измерения по характеристике скорости вращения турбины, известной температуре и состоянию газа, приведенным к оптимальным рабочим условиям измерения, на которое данное средство измерения сориентировано и аттестовано.

Коническая форма входа турбины (конфузор) 5 обеспечивает направление движения газа, с входа турбины по рабочим поверхностям лопастей турбины к сужающему коническому отверстию турбины (горловине) 10. Эта горловина (Фиг.3, поз.10) вращающейся турбины в совокупности с поверхностью измерительного конуса (Фиг.1, 2, поз.3) преобразователя образует проходной кольцевой канал, по форме представляющий собой полый усеченный конус. Радиальные размеры этого проходного кольцевого канала увеличиваются с увеличением высоты положения турбины, положение которой в измерительной трубе по высоте, в свою очередь, зависит от количества расходуемого газа, проходящего в данный момент через турбину.

Таким образом, изменение радиальных размеров проходного кольцевого канала турбины, а следовательно, и площади поперечного сечения проходного отверстия турбины происходит адаптивно к количественной величине проходящего через турбину газа. В основе этой адаптивности лежат свойства известных и хорошо изученных наукой естественных законов природы: закон плавающих тел, закон Архимеда, гравитационные свойства материи, инерционные свойства материи с априори известными характеристиками (массы, объема, плотности), находящимися под воздействием восходящего потока газа.

Иными словами, определение переменных свойств исследуемой материи (газа) и его количества осуществляется на основе анализа поведения и реакции на эти переменные свойства зондирующего образца другой материи (турбины) с априори известными характеристиками и свойствами и помещенной в исследуемую среду.

При этом за счет конической формы проходного кольцевого канала турбины и за счет гироскопического эффекта быстровращающейся турбины осуществляется центрирование турбины и ее стабилизация по отношению к оси измерительной трубы. Чем больше объем потребления (расхода) газа, тем выше уровень положения турбины в измерительной трубе и выше ее скорость вращения, тем стабильнее положение турбины к поперечному (по отношению к оси измерительной трубы) смещению. С увеличением скорости вращения турбины, за счет ее аэродинамических свойств, увеличивается ее чувствительность к незначительным колебаниям количественных величин проходящего через нее потока газа, выражающаяся в продольном (по отношению к оси измерительной трубы и измерительного конуса) ее перемещении.

Газ, проходящий через коническую форму сужающего проходного кольцевого канала турбины, представляет собой закрученный по спирали, хорошо перемешанный и уплотненный, а следовательно, и однородный (ламинарный) по своему агрегатному состоянию поток. Это обстоятельство позволяет исключить необходимость выравнивания газового потока до однородного агрегатного состояния перед и после измерительного устройства или системы путем установки струевыпрямителей и определенной длины прямых участков измерительных труб, присущих способам измерения газовых потоков с помощью сужающих диафрагм, сопел ИСА, труб и сопел Вентури и турбинных счетчиков.

Коническая и удлиненная форма корпуса диффузора 7 турбины обеспечивает равномерное распределение расширяющегося потока газа по лопастям диффузора 9, выходящего из горловины 10, обеспечивая тем самым более полную передачу кинетической энергии движущегося потока газа на вращение турбины.

Любое ничтожно малое изменение характеристик агрегатного состояния измеряемого потока газа, в т.ч. давления, плотности или температуры, по отношению к характеристикам его нормального состояния или изменение количества расходуемого газа, отзывается в предлагаемом способе соответствующей реакцией, изменением высоты положения турбины в измерительной трубе и изменением скорости ее вращения что, в свою очередь, фиксируется изменением количества переданных с емкостного входа ротаметра на его выход электрических сигналов с измененными количественными, временными и частотными характеристиками. Аналогичная реакция будет происходить в случае изменения технических характеристик конструктивных элементов измерительного устройства, созданного по данному способу. Например, облегчение веса турбины в случае истирания рабочих лопастей турбины или утяжеления турбины в случае налипания инородных примесей, присутствующих в газе, или изменения площади поперечного сечения проходного кольцевого канала турбины и т.п.

С целью обеспечения ВУ, созданного по предлагаемому способу средства измерения информативными признаками, характеризующими изменения агрегатного состояния измеряемого потока газа по сравнению с принятым нормальным состоянием, или изменения технических характеристик конструктивных элементов измерительного устройства в процессе его эксплуатации на образующей наружной поверхности третьей зоны измерительной трубы, на определенной высоте нанесены дополнительные емкостные обкладки С₃^Т – маркеры (Фиг.1, Фиг.3 и Фиг.8, поз.14). Количество этих маркеров и их взаимное расположение определяется требованиями ТУ на конкретное средство измерения.

По электрическим сигналам, поступающим с этих маркеров, электронной схемой ВУ определяется место положения турбины в измерительной трубе и в логическом смысле эти сигналы с маркеров для электронной схемы ВУ являются адресными флажками, указывающими на место расположения турбины в измерительной трубе в данный момент времени. По этим адресам в базу данных ВУ на этапе его изготовления, отладки и калибровки заносятся данные о количественных, временных и частотных характеристиках электрических сигналов, поступающих с преобразователя и присущих состоянию измеряемой среды, на которое данное средство измерения сориентировано и настроено, а также величину объема измерительной трубы, которую занимает газ, находящийся под турбиной при данном расходе. Для алгоритма работы ВУ по определению каких-либо отклонений в работе средства измерения или изменения состояния газового потока от номинального данные, занесенные в базу данных для сопоставления и сравнения, являются эталонами.

В процессе эксплуатации по электрическим сигналам, поступающим с этих маркеров на ВУ измерителя, электронными и программными средствами этого ВУ определяется уровень положения турбины в измерительной трубе и осуществляется сравнение по количественным, временным и частотным характеристикам этих сигналов с показателями, которые были занесены в базу данных измерительного устройства на этапе его изготовления и отладки. Величина отклонения текущих показателей от эталонных учитывается в конечном итоговом результате.

При этом в случае изменения давления газа на входе измерительной трубы в процессе его расхода при условии, что это изменение давления отразится на количественной величине молекул газа в обусловленной единице объема (плотности газа), что, в свою очередь, в процессе измерения должно привести к изменению высоты положения турбины и скорости ее вращения, то в такой ситуации ВУ осуществит свою работу по вычислению расхода по описанному выше алгоритму.

В случае изменения величины температурных значений измеряемой среды адекватно этим изменениям электронная схема преобразователя будет формировать соответствующее количество сигналов с выхода компаратора (формирователя) F₂ (Фиг.3, Фиг.8 и Фиг.10, поз.20) по отношению к количеству сигналов с выхода компаратора (формирователя) F₁ (Фиг.3, Фиг.8 и Фиг.10, поз.19). (См. Фиг.5 эпюры б, с и д). По количественному соотношению сигналов между эталонным значением и определенным в рабочих условиях ВУ осуществит соответствующие коррективы в алгоритме учета итогового результата.

Алгоритм работы предлагаемого способа измерения при изменении величины плотности газа по отношению к принятому для данного использования и являющемуся эталонным, и на которое ВУ настроено, требует предварительного пояснения некоторых характерных его свойств.

Газ обладает рядом специфических свойств, которые резко отличают его от других состояний материи (твердого или жидкого). Вычисление его количественного или объемного значения приходится осуществлять с учетом этих свойств.

Как уже отмечалось, самым проблемным свойством газа при определении его количества или объемного значения является его свойство расширяться (или сжиматься). Это свойство газа согласно уравнению состояния идеального газа влечет за собой изменения всех других составляющих характеристик этого газа: температуры, давления, плотности. При этом изменение этих составляющих характеристик в силу специфических свойств газов происходит не линейно, а по очень сложным законам, которые изучаются и описываются в молекулярно-кинетической теории газов.

Так, например, изменение температурных свойств материи, находящейся в газовой фазе своего состояния и особенно при сжатии газа или его расширении, изучается наукой физикой в разделах термодинамики и, в частности, раскрывается «Первым» и «Вторым законом термодинамики» (см. раздел 12, 13 и 14 [3]).

На практике одним из основных используемых показателей, характеризующих состояние газа для определения его количества в процессе измерения расхода, является его плотность.

Плотность газа с точки зрения молекулярно-кинетической теории есть характеристика количества молекул компонентного состава газа, находящихся в определенном объеме. Исходя из данного представления о газе нельзя не заметить, что плотность газа является интегральной характеристикой состояния газа, связывающей в своем понимании совокупность нескольких его показателей: компонентного состава газа, количества молекул газа каждого компонента, молярной массы компонентов газа и их объемное значение, занимаемое этим количеством молекул газа.

Увеличение или уменьшение плотности движущегося потока газа является следствием изменения других составляющих характеристик этого газа: давления, температуры или компонентного состава. По этой причине для взаимного расчета за поставленное количество газа принята объемная мера газа (м³), приведенная к стандартным условиям состояния этого объема газа по температуре t=20°С (или 293К) и давлению Р=1 атм = 101,325 кПа.

В связи с тем, что транспортирование газа производится по трубопроводам на большие расстояния и в очень больших объемах, с целью увеличения пропускной способности трубопроводов поставщики вынуждены «упаковывать» газ в более компактное состояние, используя его свойство сжиматься. Сжатие газа осуществляется в пункте его отгрузки (или ГРП) путем нагнетания его в газопровод мощными турбокомпрессорами. В этой связи для определения количества газа в принятой объемной мере (м³), приведенной к стандартным условиям, необходимо знать весь комплекс показателей характеристик его состояния: объем, температуру, давление и компонентный состав.

Однако в силу описанных выше свойств движущегося в трубопроводе газа все эти характеристики его состояния в процессе его транспортирования постоянно изменяют свои значения. Более того, необходимо учитывать обстоятельства, при которых возможен переход газа в другую фазу своего состояния. В этой связи для вычисления объемного значения полученного или отпущенного газа используют интегральную характеристику количества газа в объемной мере (м³) – плотность газа, которая выражается в единицах массы, отнесенных к единицам объема (кг/м³).

Например, плотность воздуха при нормальных условиях составляет 1,293 кг/м³.

Иными словами, масса 1 м³ воздуха составляет 1,296 кг.

Природный газ при транспортировке его по трубопроводу может изменять свое значение по плотности в широких пределах. Так, например, в примере по расчету определения количества измеряемой среды ГОСТа [6] Приложения E.1 (таблица Е.1.3) плотность природного газа при избыточном давлении в газопроводе 12 кгс/см² (1,2 МПа) и температуре +2°С (275К) составляла 9,338 кг/м³.

Согласно примера расчета физических свойств природного газа ГОСТа [10] Приложения Б плотность природного газа при избыточном давлении 10,81 кгс/см² (1,081 МПа) и температуре 50°С (323К) составляет 7,54 кг/м³, а при давлении 99,5 кгс/см² (9,95 МПа) и той же температуре – 78,5 кг/м³.

Из вышеизложенного становится понятным, что для измерения газовых потоков важным обстоятельством является учет компонентного состава газа. В настоящее время компонентный состав газа определяется по ГОСТ 23781-87 «Газы горючие природные. Хроматографический метод определения компонентного состава». Вопрос автоматизации процессов анализа и определения компонентного состава выходит за рамки настоящего изобретения.

Однако анализ возможностей учета изменений компонентного состава газа автоматизированными средствами измерения, а также анализ требований и рекомендаций ГОСТов показывает, что для вновь разрабатываемых средств измерения газовых потоков необходимо предусматривать возможность проявления средством измерения какой-либо реакции в случае изменения показателей компонентного состава измеряемого потока газа, возможным наиболее вероятным признаком которого является изменение его плотности. Это обстоятельство имеет особо существенное значение для хозяйствующих субъектов химической промышленности, занимающихся переработкой газа для получения полимеров, пластмасс, удобрений и других сопутствующих полезных компонентов, и в этой связи требования по учету компонентного состава газа при измерении его объемного или количественного значения имеют принципиально важное значение. В настоящее время анализ компонентного состава измеряемого потока газа осуществляется эпизодически и раздельно от процедуры измерения в химических лабораториях с последующей корректировкой полученных результатов его объемного значения путем введения соответствующих коэффициентов, что для современных требований рынка является архаизмом.

В предлагаемом способе поведение турбины при изменении плотности газа полностью совпадает с поведением турбины (изменение скорости вращения и высоты своего положения в измерительной трубе) при изменении количества расходуемого газа. И это объективно правильно, т.к. в этих случаях регистрируется количественное значение расходуемого газа, а не объемное, потому что в конечном итоге при увеличении плотности газа увеличивается количество молекул в единице объема газа. По этой причине выявление признаков, характеризующих изменение плотности газа по предлагаемому способу измерения или изменения массы турбины вследствие ее износа или разрушения, является в предлагаемом способе первоосновой.

Поведение турбины в газовом потоке при изменении его плотности необходимо рассматривать во взаимосвязи с режимами отбора газа. Так, если газ используется в жестком автоматизированном режиме дозированного расхода (назовем его условно – дозированный режим), поведение турбины будет отличаться от проточного режима течения газа, когда потребитель или поставщик не создают искусственных ограничений его потоку. Назовем такой режим – проточный.

При этом разработчикам электронных средств измерения необходимо осознать, что в дозированном режиме отбора газа при изменении плотности газа скорость вращения турбины будет оставаться неизменной вследствие адаптивного изменения площади поперечного сечения проходного канала турбины за счет изменения высоты своего положения. По графикам Фиг.6 перемещение турбины в дозированном режиме происходит по линии _а, а в проточном режиме отбора газа при любом изменении плотности газа или массы турбины устанавливается своя скорость вращения турбины _c или _б. Однако при этом количество сформированных электрических сигналов на выходе компаратора F₁ и компараторов маркеров F₃¹-F₃^m во всех случаях изменения плотности газа или массы турбины будет отличаться от исходных эталонных значений, что и является для разработчиков ПРО ВУ средства измерения необходимыми информативными признаками количественного учета расходуемого газа.

Рассмотрим характер изменения скорости вращения турбины () и высоты ее положения (h) при различных значениях рабочей плотности газа (_раб) по графикам Фиг.6 (кривые а, б и с) и количества сформированных при этом на выходе компаратора F₁ выходных сигналов (кривые k, I и m) в проточном и дозированном режимах отбора газа.

При этом кривая (а) характеризует динамику изменения количественной величины расхода газа (Z) в зависимости от высоты положения турбины (h) и скорости ее вращения () при рабочей плотности газа, равной эталонному значению плотности газа (_раб.=_эт), на измерение которого данное средство измерения было сориентировано и настроено в процессе изготовления. Кривые б и с характеризуют динамику изменения количественной величины расхода газа (Z) в зависимости от высоты положения турбины (h) и скорости ее вращения () при изменении рабочей плотности газа, когда _раб.<_эт. и _раб.>_эт.

Анализ этого графика приводит к следующим выводам.

1. Диапазон количественного значения расходуемого газа конкретного средства измерения при различных значениях _раб схематически на графике определяется частью его площади, ограниченной слева линией ординатой _п (пороговая скорость вращения турбины, при которой средство измерения обеспечивает гарантированно достоверную информацию), сверху линией h_пр.(предельная высота положения турбины в измерительной трубе), а снизу кривыми а, б и с в зависимости от плотности газа.

2. Увеличение рабочей плотности газа по отношению к эталонному значению (_раб>_эт) приводит к увеличению скорости вращения турбины (_с) на данной высоте (h₁) по сравнению с (_a), а уменьшение рабочей плотности газа (_раб.<_эт) приводит к уменьшению скорости вращения турбины (_б) на данной высоте (h₁) (Фиг.6, линия h₁).

3. Скорость вращения, которую имеет турбина на высоте h₁ при _раб.=_эт, равную

_а, она может приобрести и на высоте h₂ при _раб.>_эт, и на высоте h₃ при _раб.<_эт. (Фиг.6, линия (_a)).

4. При увеличении плотности газа по сравнению с эталонным значением порог чувствительности средства измерения повышается. Турбина приобретает стабильную и устойчивую скорость вращения на более низкой высоте своего положения (см. т. П₂ на графике Фиг.6), и при этом верхний предел динамического диапазона измерения увеличивается в пересчете на высоту возможного перемещения положения турбины h₄ (см. сегмент (+) графика на Фиг.6).

5. При уменьшении плотности газа по сравнению с эталонным значением порог чувствительности средства измерения снижается. Турбина приобретает стабильную и устойчивую скорость вращения на большей высоте своего положения (см. т. П₃ на графике Фиг.6), и при этом верхний предел диапазона измерения уменьшается в пересчете на возможную высоту положения турбины h₅ (см. сегмент (-) графика на Фиг.6).

В проточном режиме расхода газа изменение его плотности (изменяется количество молекул газа в единице объема) отразится изменением высоты положения турбины и соответствующим изменением скорости ее вращения.

Таким образом, при увеличении плотности газа турбина увеличивает высоту своего положения и скорость вращения. С изменением высоты положения турбины и скорости вращения изменяются количественные и временные соотношения выходных сигналов с преобразователя. В силу того, что с компараторов маркеров F₃¹-F₃^m на заданном уровне будут на анализ поступать совершенно другие значения по сравнению со значениями, которые присущи измеряемой среде, на которую данное средство измерения сориентировано и настроено, то по разнице этих значений ВУ средства измерения должно отреагировать соответствующим алгоритмом вычисления итогового результата измерения.

Совершенно иные свойства поведения турбины проявляются при изменении массы турбины, возникшем в результате ее износа или налипания на нее различных примесей, присутствующих в газе. Рассмотрим эти свойства турбины для выявления информативных признаков с целью использования их при учете количественного расхода газа при дозированном режиме его расхода (см. Фиг.7), поскольку представить графически динамику изменения поведения турбины в проточном режиме использования газа чрезвычайно сложно.

В исходных условиях работы, когда масса турбины равна своему эталонному значению (m_т=m_эт), она располагается на высоте h₁ и на этой высоте имеет скорость вращения, равную _эт.

При увеличении массы турбины по сравнению с исходным ее значением (m_т>m_эт) и одинаковых условиях состояния газа, и одинаковом его количественном расходе турбина изменит высоту своего положения, опустится пропорционально увеличению своей массы на высоту h₂, что, в свою очередь, должно привести к уменьшению площади поперечного сечения проходного отверстия (Фиг.1, 3 поз.10). Однако в силу того, что количество потребляемого газа остается прежним, а величина площади поперечного сечения проходного отверстия уменьшилась, то необходимое количество газа потребителю может быть обеспечено только лишь за счет скорости его истечения, что, в свою очередь, отразится на увеличении скорости вращения турбины ₂.

Таким образом, при увеличении массы турбины размер площади поперечного сечения проходного отверстия турбины уменьшается в связи с уменьшением высоты ее положения в измерительной трубе, а поступление потребителю необходимого количества газа обеспечивается за счет увеличения скорости его истечения, признаком которого является увеличение скорости вращения турбины на более низкой высоте своего положения по сравнению с эталонными условиями.

Однако при этом затраты кинетической энергии движущегося потока газа на выполнение работы по своему перемещению для обеспечения этого расхода через турбину увеличатся. Это обстоятельство, в свою очередь, приведет к увеличению значения потерянного давления и снижению порога чувствительности средства измерения. Изменение высоты положения турбины и скорости ее вращения приведет к изменению количественных значений и количественных соотношений информативных признаков в группах выходных сигналов с компараторов F₁ и F₂ преобразователя, проявятся информативные признаки по разности количества сигналов, полученных с соответствующих компараторов маркеров (F₃¹F₃^m) по сравнению с эталонными значениями.

При уменьшении массы турбины и неизменных других исходных условиях реакция преобразователя по предлагаемому способу измерения будет следующей.

При уменьшении массы турбины по сравнению с исходным ее значением (m_тэт) и одинаковых условиях состояния газа и одинаковом его количественном расходе турбина изменит высоту своего положения, поднимется пропорционально уменьшению значения своей массы на высоту h₃, что, в свою очередь, должно привести к увеличению площади поперечного сечения проходного отверстия (Фиг.1, 3 поз.10). Однако в силу того, что количество потребляемого газа остается прежним, а величина площади поперечного сечения проходного отверстия увеличилась, то необходимое количество газа потребителю будет обеспечиваться за счет уменьшения скорости его течения, что, в свою очередь, отразится уменьшением скорости вращения турбины.

Величина потерянного давления уменьшится, а чувствительность повысится.

По другим информативным признакам аналогично рассмотренной выше ситуации с увеличением массы турбины изменятся количественные значения и количественные соотношения информативных признаков в группах выходных сигналов преобразователя, проявятся информативные признаки по разности количества сигналов, полученных с преобразователя на уровне соответствующих маркеров, по сравнению с эталонными значениями.

Из всех вышеизложенных признаков характеризующие изменения характеристик состояния газового потока в процессе его расхода в обусловленную единицу времени или обусловленное значимое событие, необходимо особо выделить характеристику соотношения скорости вращения турбины при данном расходе и на данной высоте к объему занимаемым газом под турбиной на данной высоте.

При этом разработчикам средств измерения по предлагаемому способу необходимо обратить особое внимание на характер изменения признаков, по которым определяется величина температуры измеряемого потока газа при условии изменения плотности газа или массы турбины. Вопрос заключается в том, что при изменении плотности газа или изменении массы турбины изменяются количественные соотношения выходных сигналов на выходе компараторов F₁ и F₂ по сравнению с количественным соотношением при нормальных условиях состояния газа, на которые данное средство измерения настроено и аттестовано, что, в конечном итоге, может сказаться на точности измерения температуры (см. Фиг.5, осциллограммы е, ж и з при плотности газа, равной эталонному значению (_раб.=_эт), в сопоставлении с осциллограммами б, с и д при _раб.<_эт). Для более наглядного представления возникающей проблемы при определении величины температуры измеряемого потока газа на осциллограммах и, к и л Фиг.5 в увеличенном масштабе изображены в сопоставлении путем наложения эпюр задних франтов двух групп выходных сигналов, поступающих с преобразователя на входы компараторов F₁ и F₂, при массе турбины, равной эталонной (m_т=m_эт) и при (m_т>m_эт). Из анализа осциллограмм и, к и л видно, что по количеству импульсов в группах на выходе компаратора F₂ при рабочей температуре газа, равной +30°С, по сравнению с эталонным значением +20°С, существует количественная разница между –N₁ и –N₂, а также между +N₃ и +N₄ – при рабочей температуре газа +10°С. Из этого анализа вытекает, что при одинаковом значении температуры измеряемого потока газа, но при измененной в процессе эксплуатации массе турбины или измененной плотности измеряемого потока газа количественная разница импульсов на выходах компараторов F₁ и F₂ будет несколько отличаться от разницы, которую ВУ получало при нормальном состоянии газа и нормальной массе турбины (эталонных значениях). Эти величины разницы являются для средства измерения важным дополнительным информативным признаком для алгоритма принятия решения и осуществления процедуры корректировки вычисляемого результата измерения. По характеру изменения величины этой разницы ВУ средства измерения определяет степень изменения плотности газа, определяет степень износа турбины, выбирает тот или иной алгоритм вычисления конечного результата или по команде оператора перепрограммирует базу эталонных данных под измененную массу турбины или под измененную плотность газа. Кроме того, эти информативные признаки используются внутренними программными средствами ВУ для контроля работоспособности средства измерения, а также при аттестации его на месте эксплуатации в процессе работы.

По всем этим вышеизложенным информативным признакам программное обеспечение ВУ разрабатываемого средства измерения должно обеспечить учет этих изменений, оценить величину этих изменений, оценить и принять решение о допустимости этих отклонений и возможность их алгоритмического учета или же введения в алгоритм расчета необходимых поправочных коэффициентов и проинформировать об этом оператора.

При разработке алгоритма работы ВУ разрабатываемого средства измерения и разработке соответствующего этому алгоритму прикладного ПРО необходимо учитывать несколько важных обстоятельств, связанных с обеспечением высокой чувствительности разрабатываемого средства измерения, точности и достоверности измерения. Первое обстоятельство заключается в том, что как уже отмечалось выше, в силу очень больших скоростей вращения турбины в процессе измерения (даже при небольших объемах расхода газа), чувствительность турбины к незначительным изменениям величины расхода газа или незначительному изменению массы турбины проявляется существенным изменением высоты своего положения в измерительной трубе и существенным изменением скорости своего вращения.

Так, при оценочных лабораторных испытаниях макетных образцов турбин емкостного преобразователя по предлагаемому способу измерения при массе турбины 5 г, диаметре измерительной трубы 45 мм, высоте рабочей зоны измерительной трубы 250 мм скорость вращения турбины при регулируемой величине расхода газа изменялась по всей высоте измерительной зоны в диапазоне от 60 об/мин до 2200 об/мин, а количество импульсов в группе N₁ с выхода компаратора F₁ при частоте генератора 500 кГц изменялось в диапазоне (оценочно) от 160000 шт в нижнем пределе положения турбины до 1000 шт в верхнем пределе положения турбины. При изменении массы турбины до 7,5 г (за счет груза, укладываемого в наружную пазуху турбины) скорость вращения турбины в верхнем пределе измерительной зоны трубы (h=250 мм) составляла 3600 об/мин, а при массе 15 г скорость вращения турбины в 3600 об/мин обеспечивалась уже на высоте 110 мм рабочей зоны. И это при низком избыточном рабочем давлении газа. При больших расходах газа (в трубопроводах среднего давления) и различных диаметрах трубопроводов скорость вращения турбины следует ожидать в диапазонах до 50000 об/мин, а в магистральных трубопроводах и того больше. Для обеспечения измерения такого контрастного диапазона величин (например, количества импульсов в группе N₁, изменяющегося в диапазоне от 160000 шт до 1000 шт) требуется восемнадцатиразрядный двоичный счетчик и такой же разрядности электронные средства обработки этих величин. Из вышеизложенного становится очевидным, что для обеспечения высокой точности измерения и обеспечения низкой стоимости этих измерений необходимо уменьшать разрядность операционных ресурсов разрабатываемого средства измерения (счетчиков, регистров, элементов памяти, сумматоров, мультиплексоров, АЛУ и пр.). Снижение излишней избыточности используемых электронных элементов устройства можно осуществить за счет уменьшения разрядности получаемых числовых величин характеристик с преобразователя. В этой связи выгоднее всего использовать разностные значения измеряемых величин вкупе с выбором оптимальной частоты работы генератора. Например, величин –N₁, –N₂, +N₃, +N₄ или разность между N₁-N₄ и т.п., поскольку эти показатели как были, так и остаются производными от скорости вращения турбины и высоты ее положения h (см. Фиг.5).

При этом разработчикам алгоритма работы ВУ разрабатываемого средства измерения и разработчикам соответствующего этому алгоритму прикладного ПРО необходимо учитывать то обстоятельство, что изменение массы турбины в ту или иную сторону (уменьшение или увеличение) происходит по истечении продолжительного времени. Кроме того, налипание на лопасти турбинных счетчиков происходит при незначительных объемных величинах расходуемого газа, а их истирание – при продолжительном использовании турбинных счетчиков при максимальных или предельных режимах расходуемого газа. Изложенные выше обстоятельства требуют введения в ПРО разрабатываемого средства измерения специального программного «сторожевого» модуля, обеспечивающего контроль и регистрацию происходящих в процессе измерений событий: изменения массы турбины, или изменения плотности газа, или недопустимо-большого или сверхлимитного расхода газа для конкретного потребителя.

Разработчикам средств измерения газовых потоков для полного понимания принципа работы предлагаемого способа измерения необходимо осознать еще два важных обстоятельства, связанных со свойствами движущегося потока газа и влияющих в конечном итоге на поведение турбины в этом газовом потоке. Первое, что величина количества молекул в единице объема движущегося потока газа и совокупная скорость их перемещения в условную единицу времени определяют высоту положения турбины и скорость ее вращения в измерительной трубе. Иными словами, от совокупной величины количества молекул в единице объема движущегося потока газа (от плотности газа и скорости его перемещения) зависит высота положения турбины в измерительной трубе и скорость ее вращения с учетом конструктивных особенностей расположения рабочих плоскостей лопаток в турбине, высоты и угла наклона образующей поверхности конуса, стартовой площади поперечного сечения проходного отверстия турбины и ее массы.

Второе обстоятельство связано с первым обстоятельством в понимании скорости перемещения движущегося потока газа, которое, в свою очередь, связано с понятием давления. В этой связи понятие давление газа необходимо рассматривать еще и как движущую силу.

В химии характеристика давления Р в УСИГ {1} имеет определяющее значение для состояния газа в известном замкнутом объеме, иными словами, мерой состояния газа в замкнутом объеме. Для движущегося потока газа, который в процессе своего перемещения в силу своей специфики неоднородно изменяет свои характеризующие его состояние значения, характеристика давления Р приобретает еще и другое смысловое физическое значение. В физике давление связано с понятием силы как причины перемещения тела в заданном направлении и определяется как сила, действующая на единицу площади (Р=F/S) (см. §9.2 [1]; §3 раздела 4, §1 раздела 5 и §1 и §2 раздела 12 [3]).

Согласно второго закона Ньютона сила, действующая на тело, равна произведению его массы m (выраженной в кг) на ускорение а, вызываемое действием этой силы: F=mа. Для свободно плавающей в газовом потоке турбины ускорение, вызываемое силой притяжения Земли, равно 9,81 м/с². Следовательно, сила, действующая на тело, имеет размерность кг (м/с). Эта размерность в системе СИ называется ньютоном – “Н”

1Н = 1 кг(м/с²).

Выразив площадь поверхности турбины, на которую действует восходящий поток газа в м², можно определить величину давления, с которым турбина давит на газ. Этот показатель в общем случае будет характеризовать величину потерянного давления, которое затрачивается движущимся потоком газа на преодоление гравитационных свойств турбины

P = сила/площадь = H/м² = кг(м/с²).

В системе СИ размерность ньютон /м² имеет единица давления, называемая паскалем “Па” 1 Па = 1 Н/м².

В каждом конкретном случае, в зависимости от поставленной цели, предлагаемый способ получения информативных признаков для создания электронных средств измерения газовых потоков позволяет осуществлять расчет количества расходуемого газа с использованием известных и признанных в мировой науке фундаментальных законов механики движущихся тел, физических и химических свойств газов. Так, для измерения величины потерянного давления в предлагаемом способе измерения можно воспользоваться законом плавающих тел. Согласно этого закона на тело в жидкости (газе) действуют две силы. Сила массы тела (турбины) F_т, направленная вертикально вниз, и сила давления газа F_г, направленная вертикально вверх. Равнодействующая этих сил равна их разности и направлена в сторону большей. Поэтому находящееся в жидкости (газе) тело может тонуть (опускаться), если F_т>F_г, всплывать (подниматься), если F_тг, и быть в равновесии, если F_т=F_г.

Конкретную величину потерянного давления можно определить, воспользовавшись законом Архимеда, по формуле F_т=ha, где h – высота, занимаемая турбиной в измерительной трубе, – плотность измеряемой среды (газа), а – ускорение свободного падения.

Сила давления газа на турбину равна F_г=Qa (где Q – объем плавающего тела (турбины), – плотность измеряемой среды (газа), а – ускорение свободного падения).

Рассмотрим работу емкостного ротаметрического преобразователя в предлагаемом способе получения информативных признаков для создания электронных средств измерения газовых потоков.

В исходном положении, когда нет потребления (расхода) газа, турбина находится в крайнем нижнем положении измерительной трубы емкостного преобразователя, опираясь своей нижней частью лопастей на конический подшипник 11 (Фиг.2).

Под действием восходящего потока измеряемой среды турбина при малых объемах расхода газа вначале раскручивается на подшипнике, а затем при значительных расходах отрывается от своего исходного нижнего положения, образуя при этом между конусом и внутренней боковой поверхностью турбины проходной кольцевой канал 10 (для прохождения измеряемой среды), по геометрической форме представляющий собой полый усеченный конус (Фиг.1 поз.10). Размеры этого проходного канала («толщина стенок» полого усеченного конуса) зависят от высоты положения турбины в измерительной трубе.

За счет этой конической конфигурации проходного канала осуществляется выравнивание газового потока до однородного (ламинарного) состояния и стабилизация турбины по отношению к оси своего вращения. Чем больше объем потребления (расхода) газа, тем выше уровень положения турбины в измерительной трубе и тем выше скорость ее вращения.

С увеличением количества потребления (расхода) газа увеличивается высота положения турбины и увеличивается скорость ее вращения, при этом линейной характеристике увеличения (или уменьшения) количества потребляемого газа будет соответствовать линейная характеристика изменения скорости вращения турбины и объемного значения мерного цилиндра, находящейся под турбиной, а этим линейным характеристикам изменения количества потребления и скорости вращения турбины будут соответствовать (как уже отмечалось) нелинейные характеристики уровня высоты положения турбины в измерительной трубе и площади поперечного сечения проходного канала.

За счет вращения турбины осуществляется циклическое взаимное пересечение емкостных обкладок, расположенных на юбке турбины и наружной поверхности измерительной трубы. В начале цикла вращения образуются емкостные связи за счет пересечения обкладок С₁^П (поз.17) с С₁^Т (поз.12, конденсатор С₁^ПТ, см. Фиг.3) и емкостной связи С₂^П (поз.18) с С₂^Т (поз.13, конденсатор С₂^ПТ, см. фиг.3), а затем одновременного пересечения обкладкой С₂^П обкладок С₃^Т (поз.14) с С₁^Т. Таким образом, за счет этих взаимных пересечений обкладок на юбке турбины и на наружной поверхности измерительной трубы образуются емкостные связи (конденсаторы), посредством которых осуществляется передача зондирующих калиброванных сигналов с генератора G через образующиеся за счет вращения турбины емкостные связи на входы компараторов F₁, F₂ и F₃¹F₃^m (см., например, на Фиг.9б пересечение обкладок С₁^Т с С₂^П и С₂^П с С₃₅^Т и С₃₆^Т). За этими емкостными связями в конце каждого цикла вращения турбины образовывается последняя связь за счет обкладки С₁^П (поз.17) с С₂^Т (поз.13, конденсатор С₁₂^ПТ) и С₂^П с С₁^Т. При этом продолжительность взаимного пересечения этих обкладок зависит от скорости вращения турбины и длины пути, который проходят обкладки во время пересечения обкладкой С₁^П зоны С₁^Т и обкладкой С₂^П зоны совместного и одновременного пересечения обкладок маркеров С₃^Т и С₁^Т (см. Фиг.3 и Фиг.8).

В процессе вращения турбины зондирующие калиброванные электрические сигналы с выхода генератора G за счет вышеописанных емкостных связей с входа емкостной обкладки С₁^Т передадутся на выход обкладки С₂^Т.

За счет этих емкостных связей с обкладки С₂^Т на компараторы F1 и F2 поступает первая большая группа импульсов N₁, а через интервал времени t₂ – вторая небольшая группа импульсов N₄, образовавшаяся за счет емкостных связей С₁^П с С₁^Т (конденсатор С₁^ПТ) и С₂^П с С₂^Т (конденсатор С₂^ПТ) (Фиг.4 осциллограмма а).

За группой импульсов N₁ через интервал времени t₁ за счет образовавшихся емкостных связей при одновременном пересечении обкладкой С₂^П обкладок маркеров С₃^Т и обкладки С₁^Т на сигнальные входы группы компараторов F₃ (Фиг.8, поз.21) с одной или двух обкладок маркеров С₃^Т (в зависимости от относительного положения обкладки турбины С₂^П к обкладкам маркеров С₃^Т) на соответствующие компараторы F₃ поступят группы импульсов N₂ или N₂ и N₃ (Фиг.4 осциллограмма а, б и в). На все селективные входы группы компараторов F₃ поступает одно общее пороговое напряжение, сформированное делителем напряжения из двух последовательно соединенных постоянных резисторов R₄ (поз.28) и R5 (поз.27). При этом уровень селективного напряжения устанавливается такой величины, при которой на выходе группы компараторов F₃ формируется достаточное для анализа количество импульсов во всем диапазоне измерения, на которое данное средство измерения аттестовано. Кроме того, в случае необходимости обеспечения для измерения расхода газа более высокой точности определения положения турбины по высоте и особенно в случае, когда обкладка юбки турбины С₂^П одновременно пересекает две смежные обкладки маркеров (например, С₃₅^Т и С₃₆^Т или С₃₇^Т и С₃₈^Т на фиг.9б), пороговое напряжение должно быть такой величины, при которой по разнице сформированных на выходе компараторов F₃¹F₃^m сигналов (N₂-N₃) или по их соотношению можно было бы вычислять более точное положение турбины в измерительной трубе.

Таким образом, поступающие с преобразователя сигналы за каждый цикл оборота турбины будут представлять собой три разные по количеству группы импульсов, причем количество импульсов в группах с увеличением количества расходуемого газа будет изменяться следующим образом.

Количество импульсов в группе N₁ будет уменьшаться обратно пропорционально увеличению скорости вращения турбины и уменьшению длины пути, который проходят обкладки во время пересечения обкладкой С₁^П зоны С₁^Т, а количество импульсов в группе N₄ будет уменьшаться только лишь за счет увеличения скорости вращения турбины (фиг.4 осциллограмма г).

Количество импульсов в группах N₂ и N₃, поступающих с обкладок маркеров С₃₁^ТС_3m^Т на соответствующие формирователи F₃ (поз.21 Фиг.3 и Фиг.8), будет изменяться с изменением величины расхода газа и соответствующей этому изменению скорости вращения турбины (см. эпюры на Фиг.4). При этом, как уже отмечалось, для нормального состояния газа (эталонного значения) и нормальной массы турбины (эталонного значения), на которое данное средство измерения сориентировано, настроено и аттестовано, количество импульсов в группах N₂ и N₃ будет уменьшаться с увеличением высоты положения турбины обратно пропорционально увеличению скорости ее вращения. В этом случае количество импульсов, поступающих с выходов формирователей сигналов маркеров F₃¹F₃^m (Фиг.3 поз.21), должно соответствовать своему эталонному значению и оставаться постоянным. Например (условно), при оговоренных выше условиях состояния газа и массы турбины в нижнем пределе положения турбины (при предельно малых расходах) количество импульсов в группе N₂, поступающих на анализ в ВУ с выхода F₃¹, должно быть 5000 шт, а в верхнем пределе положения турбины (при предельно максимальном расходе) всего 500 шт. В случае изменения плотности газа характер изменения количества импульсов с этих формирователей будет изменяться согласно вышеприведенного описания графика на Фиг.6.

Например (условно), при увеличении плотности измеряемого потока газа в нижнем пределе положения турбины количество импульсов в группе N₂, поступающих на анализ с выхода F₃¹, изменится с 5000 шт до 5500 шт, а в верхнем пределе – с 500 шт до 550 шт.

При этом необходимо отметить, что для оценки величины изменения состояния газа по плотности или оценки изменения массы турбины совершенно не обязательно анализировать изменения количественных значений импульсов в группах N₂ и N₃, т.к. основным назначением этих сигналов для ВУ, как уже это отмечалось, является выполнение функций «флажков», указывающих на высоту положения турбины в измерительной трубе в данный момент времени, по которым определяется объем мерного цилиндра, занятый газом под турбиной на уровне конкретного «флажка». По этим флажкам электронной схемой определяются начальные адреса зон поля памяти с ячейками памяти базы данных, где хранятся эталонные значения величин скорости вращения турбины на данной высоте h или значения N₁, или N₁, или другие признаки, которые были записаны для эталонных значений по плотности газа и массы турбины на этапе изготовления средства измерения, с целью извлечения этих значений из базы данных для сравнения и сопоставления с текущими значениями, полученными в процессе измерения, для анализа и принятия решения. Для определения количественных значений изменений той или иной величины целесообразнее всего использовать количество импульсов, поступающих с компаратора F₁, в связи с тем, как уже не раз подчеркивалось данным описанием, что количественное значение и количественное изменение импульсов в группе N₁ более контрастно по сравнению с количеством импульсов в группе N₂. Например, при нормальных условиях состояния газового потока измеренное количество импульсов в группе N₁ в нижнем пределе положения турбины будет составлять 160000 шт по сравнению с количеством 5000 шт в группе N₂, а в верхнем пределе положения турбины при тех же исходных условиях – 1000 и 500 шт соответственно. В этой базе данных могут храниться значения допустимых отклонений от показателей эталонных значений (+N₃ или +N₄, или –N₁, или –N₂) (см. Фиг.5 осциллограммы к и л).

В верхнем пределе положения турбины в измерительной трубе геометрические размеры обкладок С₁^т, С₂^т и С₁^п одинаковы, и на этом уровне количество импульсов в группах N₁ и N₄, поступающих с преобразователя на компараторы F1 и F2, будет одинаково, что является информационным признаком о недопустимо большом или аварийном объеме расхода газа (Фиг.4 осциллограмма е). Кроме того, этот признак равенства количества импульсов в группах N₁ и N₄ в верхнем пределе положения турбины и их количество, в сравнении с количеством по истечении продолжительного срока эксплуатации прибора, может служить информативным признаком состояния средства измерения и его соответствия ТУ при очередной его аттестации.

Как уже отмечалось, изменение скорости вращения турбины на заданном уровне высоты положения ее в измерительной трубе в процессе продолжительного срока эксплуатации прибора (например, за счет изменения ее массы) приведет к изменению количества импульсов в группах.

Этот признак позволяет автоматизировать процедуру очередных регламентных поверок прибора и его аттестацию без демонтажа на месте эксплуатации.

При этом при каждом очередном цикле взаимного пересечения обкладок конденсаторов на наружной поверхности трубы и турбины в моменты начала и окончания пересечения, когда емкостные значения образовавшихся емкостей

С₁^пт, С₂^пт, С₁₂^пт и С₁₂^тп будут вначале постепенно увеличиваться, а затем, в моменты выхода обкладок турбины из этих зон, последовательно уменьшаться, амплитудные характеристики передаваемых сигналов с генератора будут также последовательно увеличиваться, а при выходе, последовательно уменьшаться (Фиг.5 осциллограммы б, е, и).

За счет установленного на входе компаратора F1 фиксированного порога срабатывания соотношением резисторов (сопротивлений) R1 (Фиг.3, поз.22) и R2 (Фиг.3, поз.23) осуществляется амплитудная селекция поступающих с преобразователя сигналов. По этой причине на выходе F1 будут формироваться сигналы, амплитудные значения которых на входе формирователя имели кондиционные величины (Фиг.5 осциллограмма d и з).

В свою очередь, за счет установленного постоянного резисторами R3 (Фиг.3, поз.24) и переменного резистора R_t⁰ (Фиг.3, поз.25) на входе компаратора F2 переменного порога срабатывания, конкретные значения которого зависят от величины температуры измеряемой среды, на выходе F2 будут формироваться сигналы, амплитуды которых на входе имели (в том числе) и некондиционные значения. По этой причине количество импульсов на выходе компаратора F2 будет либо равно, либо больше (+N₃ или +N₄), либо меньше (-N₁ или –N₂) в сравнении с количеством импульсов, поступающих с F1 (Фиг.5 осциллограммы с, ж, к и л).

Количественная разница в сформированных на выходе компаратора F2 импульсов со знаком больше или меньше по сравнению с количеством импульсов на выходе F1 является информационным признаком объемного температурного коэффициента расширения газа и, с учетом изменяющейся скорости вращения турбины, может использоваться для корректировки окончательного результата измерения.

Количественная разница в сформированных на выходе F1 группах импульсов (N₁-N₄) или величина их соотношения (N₁/N₄), равно как и величина соотношения Т_пер/t₂, является информативным признаком уровня высоты положения турбины в измерительной трубе. Эта высота будет соответствовать моменту наступления равновесия между действующей на турбину подъемной силой потока газа (расходуемым давлением) Ф_Г и давлением веса турбины Ф_Т, а следовательно, значение уровня высоты положения турбины в измерительной трубе будет соответствовать величине падения давления в магистрали в результате данного расхода.

Как уже отмечалось, в соответствии с законом плавающих тел на тело в жидкости (газе) действуют две силы. Сила веса тела (турбины) Ф_Т, направленная вертикально вниз, и сила давления газа Ф_Г, направленная вертикально вверх. Равнодействующая этих сил равна их разности и направлена в сторону большей. Поэтому находящееся в жидкости (газе) тело может тонуть (опускаться), если Ф_Т больше Ф_Г, всплывать (подниматься), если Ф_Т меньше Ф_Г, и быть в равновесии, если Ф_Т равно Ф_Г.

С учетом вышеизложенного, становится очевидным, что линейному изменению характеристики скорости вращения турбины и соответствующему этой скорости изменению временных соотношений, снимаемых с преобразователя групп импульсов, будет соответствовать линейная характеристика изменения количества расходуемой (измеряемой) среды, что значительно упрощает процедуру преобразования скорости вращения турбины или временных соотношений групп зондирующих импульсов в измеряемый объем или измеряемое количество.

При этом, зная высоту положения турбины в измерительной трубе, ее массу и объем, можно с высокой точностью определить уровень падения давления в магистрали в результате данного расхода, а в экстремальных случаях, при предельно больших объемах потребления, когда градиент приращения уровня положения турбины прекратится (например, из-за недопустимо низкого давления в магистрали или недопустимо высокого уровня потребления), показатели разницы количества импульсов в группах (N₁-N₄) или их соотношение может являться характеристикой уровня давления газа в магистрали в точке его потребления.

На Фиг.8 изображен один из множества возможных вариантов построения упрощенной электронной функциональной схемы определения количества расходуемого газа, приведенного к стандартным условиям, принятым в коммерческом учете при взаимных расчетах (в объемном, молярном или массовом представлении) на основе использования полученных по предлагаемому способу числовых значений информативных признаков при изменяющихся значениях измеряемого потока газа (давления, плотности, температуры) или отклонения массы турбины от эталонных значений. Предлагаемая схема включает в себя промежуточный регистр, указатель положения флажков (флаговый регистр) – RGФ (Фиг.8, поз.28), представляющий собой группу RS триггеров, по количеству, равному количеству компараторов F₃ (поз.21), первый счетчик количества импульсов группы N₁ – СТ1 (поз.29), второй счетчик количества импульсов группы N₄ – СТ2 (поз.30), регистр формирователь адресов ячеек поля памяти для ППЗУ – RGA (поз.31), перепрограммируемое запоминающее устройство данных ППЗУ (поз.32), сумматор (поз.33), регистр аккумулятора конечного результата измеренного расхода RGAK (поз.34), устройство управления УУ (поз.35) и таймер Т (поз.36), информационную шину результатов измерения «Выход А» и информационную шину признаков регистра флажков «Выход Б».

Предлагаемая функциональная электронная схема (Фиг.8) может быть использована при разработке электронных средств измерения количественных значений расходуемого газа как для низких уровней давления газовых потоков (бытовых и коммунальных счетчиков газа), так и при некоторых средних уровнях давления газовых потоков (промышленных и индустриальных средств измерения).

Основа принципа построения предлагаемой электронной схемы базируется на следующих исходных постулатах.

1. Как уже отмечалось, при низких и умеренных значениях давления потоков газа (в интервале от 1 до 10 атм) отклонения свойств реальных газов от идеальных не так велики, и в этой связи на практике при вычислениях количественных величин расходуемого газа можно с удовлетворительной точностью использовать уравнение состояния идеального газа.

2. Возможности электронной индустрии по производству электронных элементов памяти сверхбольших объемов, большого быстродействия и гибкой архитектурой организации поля памяти долговременного, энергонезависимого запоминающего устройства благодаря гибкой организации обращения к необходимым ячейкам памяти посредством особой организации его адресного пространства, позволяют записать в такую память все возможные варианты текущих величин количественного или объемного (или массового) значения расходуемого газа в обусловленную единицу времени или обусловленное значимое событие. Например, за один или несколько оборотов турбины.

При этом заведомо вычисляются и записываются в соответствующие ячейки памяти текущие значения количества газа или объемные значения с учетом возможных вариантов изменения плотности газа, температуры газа и массы турбины. Такая организация определения количественных или объемных величин расходуемого газа позволяет не проводить большого количества вычислений для определения текущего значения расхода газа, а вычислительные процедуры заменяются суммированием текущих значений расхода газа, взятых из ячеек памяти, в которые они, априори вычисленные, в процессе изготовления средства измерения записаны. Адреса ячеек памяти с необходимыми значениями определяются совокупностью значений уровня положения турбины в измерительной трубе, скоростью вращения турбины на этой высоте и температурой измеряемого газового потока с учетом массы турбины и геометрических размеров измерительной трубы, конуса и турбины.

Архитектура построения такой электронной схемы определения количества расходуемого газа базируется на логике, смысловое значение которой заключается в том, что по значениям числовых характеристик поведения турбины в измерительной трубе расходуемого газа (высоты положения турбины – h, скорости ее вращения – , температуры газа и величины отклонений этих характеристик от эталонных значений, выраженной посредством определения разности эталонных значений от рабочих значений) определяется адрес конкретной ячейки памяти с записанным в ней априори вычисленным значением величины расхода газа в условную единицу времени.

Словесно, в упрощенной форме, описание работы такого принципа определения количества расходуемого газа можно изложить так. В поле памяти ППЗУ (ПЗУ, или ДЗУ, или масочного ПЗУ – при отработанной технологии изготовления серийных счетчиков газа) по определенной схеме распределения адресного пространства поля памяти записываются все возможные комбинации количества расходуемого газа в единицу времени, которые заранее были рассчитаны и апробированы. Например, для бытовых счетчиков газа, условия применения которых известны и стабильны, а характеристики состояния расходуемого газа (по температуре, давлению, компонентному составу и плотности) изменяются в априори известных и незначительных диапазонах. Адрес необходимой ячейки памяти, в которой записано соответствующее значение расхода в выбранную единицу времени или определенное значимое событие, характеризующее количественное изменение расходованного газа, например, за один или несколько оборотов вращающейся турбины, определяется комбинацией значений уровня положения турбины в измерительной трубе h (значение RGФ), величиной количества импульсов в группе N₁, полученных с выхода компаратора F₁, являющейся производной от скорости вращения турбины (значение СТ1), и величиной количества импульсов в группе, полученных с выхода формирователя F₂ (значение СТ2), являющейся производной от изменяющейся величины температуры измеряемого потока газа. Формирование физического адреса необходимой ячейки памяти, в которой хранится количественное или объемное, или массовое значение величины расходуемого газа за обусловленную единицу времени или за обусловленное количество оборотов турбины может быть организовано следующим образом. Все адресное пространство поля памяти долговременного запоминающего устройства (ППЗУ) разбивается на зоны. Количество таких зон определяется суммой количества обкладок маркеров С₃^Т_(1m) (Фиг.8, поз.14), расположенных на наружной поверхности третьей зоны измерительной трубы емкостного преобразователя, и количеством пересечений обкладкой С₂^П, расположенной на юбке турбины, с обкладками маркеров.

Количество таких пересечений по всей высоте измерительной трубы будет равно

П=m+(m-1), где m – общее количество обкладок маркера на измерительной трубе.

В свою очередь, каждая зона разбивается на сектора, количество которых определяется допустимой величиной количества импульсов группы N₁ счетчика СТ1, являющейся производной скорости вращения турбины, а скорость вращения турбины, в свою очередь, является производной от величины расходуемого количества газа, его плотности и массы турбины. Количество секторов памяти в каждой зоне определяется сочетанием допустимых пределов изменяющихся величин по плотности измеряемого потока газа и допустимой величины изменяющейся массы турбины.

В свою очередь, каждый сектор разбивается на сегменты, количество которых определяется температурным диапазоном измеряемого газового потока. Например, при температурном диапазоне газового потока от 0° до 30°С с дискретой в 1 градус, количество таких сегментов в каждом секторе будет равно 30. Возбуждение соответствующих шин сегментов адресного пространства поля памяти ППЗУ осуществляется с информационных шин счетчика СТ2, значения с которого являются производными изменяющейся температуры измеряемого газового потока. Каждый сегмент, в свою очередь, имеет определенное количество ячеек памяти, обеспечивающих хранение необходимого количества значений с учетом возможных отклонений по плотности измеряемого потока газа и по массе турбины.

В конечном итоге, конкретное текущее значение величины расходуемого газа в обусловленную единицу времени или обусловленное значимое событие определяется сочетанием возбужденных адресных шин зоны, сектора, сегмента и конкретных ячеек поля памяти ППЗУ. Определенное таким образом значение с выхода ППЗУ (поз.32) по информационным шинам данных поступает на один из входов сумматора (поз.33), где суммируется с предыдущими накопленными в регистре аккумуляторе RGAK (поз.34) данными.

При этом на выходной шине результатов «Выход А» RGAK постоянно присутствует информация о суммарном значении расходованного количества (объемного или массового значения, приведенного к стандартным условиям, принятым в коммерческом учете) газа, а на информационной шине признаков «Выход Б» присутствует текущая информация об уровне положения турбины в измерительной трубе в данный момент времени, которая может быть использована для автоматизированного контроля работоспособности средства измерения, или контроля предельно опасного уровня потребления газа, или в автоматизированной системе лимитированного (дозированного) уровня расхода газа и т.п.

При распределении адресного пространства поля памяти ППЗУ между зонами необходимо обратить особое внимание на то обстоятельство, что при организации секторов и сегментов в зонах поля памяти и заполнения их вычисленными данными в секторах и сегментах смежных зон будут находиться одинаковые значения, что является следствием отклонения измеренных значений от эталонных либо по плотности измеряемого потока газа, либо по массе турбины в следствие ее износа или налипания на нее газовых примесей (см. описание графиков Фиг.6 и Фиг.7). Это обстоятельство для некоторых разработок средств измерения газовых потоков по предлагаемому способу может оказаться экономически выгодным, поскольку позволяет организовать ассоциативный принцип адресации к необходимым ячейкам поля памяти, что в конечном итоге существенно сокращает общий объем памяти.

На Фиг.9а 1) приведен фрагмент схемы распределения адресного пространства поля памяти ППЗУ по зонам, секторам и сегментам. На Фиг.9а 2) изображены ячейки памяти расположенных на границах смежных зон, в которых величины записанных в них значений пересекаются.

Авторы настоящего изобретения считают, что приведенное выше описание предлагаемого способа получения информативных признаков и общее описание принципа работы предлагаемой электронной функциональной схемы использования этих признаков для вычисления расхода газа (Фиг.8) являются исчерпывающими для любого специалиста разработчика данного профиля. По этой причине авторы считают излишне избыточным описание работы устройства управления (поз.35) и таймера (поз.36), которые формируют управляющие сигналы «Сброс» и «Запись», поскольку они не влияют на сущность изобретения, а реализация их для специалистов, понявших сущность изобретения, будет тривиальной.

Несмотря на то, что предложенная функциональная схема определения количества расходуемого газа по предлагаемому способу разрешает очень большой круг проблем, возникающих при создании недорогих и высокоточных средств измерения газовых потоков с большим набором наиважнейших потребительских свойств, необходимо признать, что для измерения газовых потоков при больших давлениях, такой схемы реализации предлагаемого способа получения информативных признаков будет уже не достаточно в связи с резким изменением условий получения информативных признаков по причине существенного изменения состояния газовых потоков. При средних и больших давлениях существенно изменяется скорость вращения турбины. Например, если при низких давлениях измеряемого потока газа скорость вращения турбины массой до 7,5 г и максимальном расходе составляла более 4000 об/мин, то при средних давлениях газа скорость вращения турбины большей массы доходила почти до 16000 об/мин. В этой связи для определения информативных признаков газовых потоков, находящихся под большим давлением, необходимо осуществлять более точные измерения получаемых количественных характеристик. Так, например, необходимо с большей точностью осуществлять определение уровня положения турбины в измерительной трубе, объем мерного цилиндра (измерительной трубы) занимаемым газом под турбиной, скорость ее вращения и температуру газового потока. Эти обстоятельства требуют, в свою очередь, проведения большого количества вычислительных процедур (сравнения, сопоставления, вычисления), а следовательно, использования интегральной элементной базы СВТ более высокого быстродействия, что, в свою очередь, существенно увеличивает стоимость разрабатываемого средства измерения.

На Фиг.10 изображен один из множества вариантов построения функциональной электронной схемы получения числовых значений информативных признаков при изменении значений измеряемого потока газа на индустриальных и магистральных газопроводах в рабочих условиях (давления, плотности, температуры) или отклонения массы турбины от эталонного значения при определении количества расходуемого газа с помощью вычислительного устройства (ВУ). Например, на базе любого МК [20] (ВУ не показано). Предлагаемая схема включает в себя промежуточный флатовый регистр-RGФ (Фиг.10, поз.28), представляющий собой группу RS триггеров по количеству, равному количеству компараторов F₃ (поз.21), первый счетчик количества импульсов в группе N₁, поступающих с компаратора F₁ – СТ1 (поз.29), второй счетчик количества импульсов в группе импульсов, поступающих с выхода формирователя F₂ – СТ2 (поз.30), регистра формирователя адресов ячеек поля памяти данных RGAD (поз.31), перепрограммируемого запоминающего устройства данных ППЗУ (поз.32), устройство управления УУ (поз.35), таймера Т (поз.36), логическую схему ИЛИ (поз.37), счетчик количества импульсов в группах N₂ и N₃, поступающих с компараторов F₃ – СТ3 (поз.38), счетчик мультиплексора – СТ4 (поз.39), мультиплексор – MS (поз.41), регистр кодов операций для АЛУ – RGK (поз.42), арифметически-логическое устройство АЛУ (поз.43), выходную шину результатов вычисления информативных признаков – «Выход А» (поз.40), выходную шину логических признаков результатов сравнения (больше – >; меньше – <, равно =) «Выход Б» (поз.44).

При разработке алгоритма работы предлагаемой электронной схемы получения информативных признаков для вычисления количества расходуемого газа в обусловленную единицу времени или обусловленное значимое событие с помощью ВУ или МК учитывалось несколько важных обстоятельств, которые в конечном итоге существенным образом влияют на точность и достоверность полученных результатов измерения.

При больших скоростях вращения турбины за счет гироскопического эффекта положение турбины в измерительной трубе очень стабильно и в этой связи радиальное смещение ее по отношению к оси вращения исчезающе мало. Это обстоятельство позволяет изготовлять образующие поверхности наружных деталей турбины с предельно малыми допусками, что, в свою очередь, минимизирует диффузию газа между турбиной и внутренними стенками измерительной трубы. В то же самое время чувствительность турбины к незначительным приращениям изменяющейся величины расходуемого газа, к незначительным изменениям плотности или вязкости газа, а также к изменяющейся величине массы турбины при больших скоростях ее вращения за счет аэродинамических свойств рабочих лопаток турбины чрезвычайно высокая, что проявляется соответствующим продольным перемещением турбины в измерительной трубе и соответствующим изменением скорости ее вращения.

Оговоренные выше обстоятельства требуют от создаваемых по предлагаемому способу электронных средств измерения газовых потоков учитывать при анализе количественные характеристики сигналов, полученных с предлагаемого электронного преобразователя и характеризующие высоту положения турбины, скорость ее вращения, температуру измеряемого газового потока, а также учитывать при анализе вычисленных значений, характеризующих изменения массы турбины, плотности газа или его температуры ничтожно малые их приращения. Это обстоятельство требует обеспечения более тщательного вычисления количества сигналов, получаемых с преобразователя, и их учет при вычислении конечного результата.

Работает предлагаемая электронная схема получения информативных признаков по жесткому алгоритму. При этом первая группа электрических сигналов N₁ (Фиг.5, осциллограмма а) с компаратора F₁ (Фиг.10, поз.19) поступает на счетный вход счетчика количества СТ1 (поз.29) и одновременно на второй вход таймера Т (поз.36) с целью определения наступления временного интервала, при котором осуществляются процедуры обработки полученных с преобразователя сигналов с последующей передачей этих данных и вычисленных значений по информационным шинам «Выход А» (поз.45) и «Выход Б» (поз.46) на вход ВУ. Этот временной интервал наступает в момент прохождения емкостной обкладки турбины С₁^п третьей зоны измерительной трубы (Фиг.4 осциллограммы а, г и е).

При этом необходимо напомнить, что количество импульсов в этой группе N₁ является производной от уровня высоты положения турбины в измерительной трубе, скорости ее вращения на этой высоте, линейной ширины емкостной обкладки С₁^т первой зоны измерительной трубы, соотнесенное к температуре газа, равной 20°С. Группа электрических сигналов (Фиг.5 осциллограмма с) с компаратора F₂ поступает на счетный вход счетчика количества СТ2 (поз.30). Количество импульсов в этой группе является производным от тех же условий, что и в группе сигналов с компаратора F₁, но соотнесенное к рабочей температуре газового потока.

Группы электрических сигналов N₂ и N₃ (Фиг.4 осциллограммы б, в, д и е) с компараторов F₃¹F₃¹ (поз.21) поступают на флатовый регистр RGФ (поз.28) и через схему ИЛИ (поз.37) на счетный вход счетчика количества СТ3 (поз.38). Количество импульсов в этих группах является производным от высоты положения турбины в измерительной трубе, скорости ее вращения и уровня напряжения порога срабатывания компараторов, поступающего на селективный вход от делителя напряжения из резисторов R4 и R5. Уровень этого порогового напряжения определяется следующим образом.

В процессе изменения количества расходуемого газа осуществляется изменение положения турбины по высоте. В процессе перемещения турбины по высоте ее емкостная обкладка С₂^П поочередно перемещается вдоль емкостных обкладок маркеров С₃^Т, создавая при этом с ними емкостные связи. Через эти связи сигналы с генератора G и передаются на соответствующие входы компараторов F₃¹-F₃^m (поз.21). При этом положение обкладки С₂^П относительно обкладок маркеров бывает таким, когда обкладкой С₂^П пересекаются две соседние обкладки маркеров. Количество таких пересечений по всей высоте измерительной трубы будет равно П=m+(m-1), где m – общее количество обкладок маркера на измерительной трубе. Так, на Фиг.8 и Фиг.10 изображено общее количество обкладок маркеров С₃^Т равно 13, а количество пересечений, а следовательно, и общее количество зон поля памяти ППЗУ, изображенной на Фиг.8 и Фиг.10, будет равно 25. Точность определения положения турбины по предложенному техническому решению составляет 1/2 высоты обкладки маркера. Так, если допустить минимальную высоту обкладки маркера, равной 10 мм, то точность определения положения турбины в измерительной трубе по предложенной схеме составляет 5 мм. Для бытовых, коммунальных и некоторых промышленных счетчиков газа с вытянутым пологим конусом (Фиг.2, поз.3) такая точность определения высоты может быть вполне достаточной. Для индустриальных и магистральных средств измерения газовых потоков с коротким конусом такая точность определения высоты положения турбины не приемлема. По этой причине для обеспечения высокой точности определения высоты положения турбины в предложенной схеме (Фиг.10) дополнительно используются количественные значения импульсов в группе N₂ и N₃, которые за счет высоких и стабильных характеристик быстровращающейся турбины имеют высокоточные и стабильные показатели. Так, из вышеприведенного примера характера изменения количественных характеристик, поступающих с маркеров сигналов для измерительной трубы высотой 250 мм и скорости вращения турбины 2200 об/мин, количество импульсов по всей высоте измерительной зоны изменялось от 5000 импульсов в нижнем предельном положении стабильно вращающейся турбины до 500 импульсов в верхнем пределе вращающейся турбины. На каждый миллиметр изменяющейся высоты положения турбины приходится 18 импульсов (5000-500):250 мм = 18 имп./мм. Дискрета изменения уровня положения турбины при этом составляет 55,55 мкм.

Для низких и средних давлений газа – это чрезмерно высокая точность. В этой связи с целью минимизации операционных ресурсов предлагаемой схемы выбранным уровнем порога срабатывания компараторов осуществляется селекция полноценных сигналов от некондиционных, которые возникают на границах перехода емкостных обкладок турбины относительно обкладок маркеров. Уровень порогового напряжения на компараторах F₃¹F₃^m выбирается таким, при котором компараторы обеспечивают формирование сигналов на уровне пересечения обкладок маркеров с обкладкой С₂^П не менее 1/3 общей площади обкладки маркера. На Фиг.9б изображены в сопоставлении осциллограммы эпюр сигналов, полученных с обкладок смежных маркеров при различных площадях пересечения их обкладкой С₂^П, расположенной на юбке турбины.

При такой селекции сигналов количество импульсов в группах N₂ и N₃ и их соотношение приобретают зависимость от точного местоположения обкладки С₂^П между соседними обкладками маркеров и разделяются по времени относительно друг друга, что, в свою очередь, позволяет разработчику определять точное местоположение турбины на границах смежных обкладок маркеров по соотношению количества импульсов в этих группах. Однако на Фиг.10 для точного определения местоположения турбины между маркерами используется совокупное, наложенное логической функцией ИЛИ (поз.37 Фиг.10), количество импульсов этих групп. Такое решение существенно упрощает схему от чрезмерного нагромождения техническими ресурсами, а возникающая при этом некоторая неопределенность в определении точного места положения турбины между соседними маркерами компенсируется возбуждением двух соседних RS триггеров флатового регистра RGO.

Таким образом, признаками точного местоположения турбины в измерительной трубе являются возбужденные (установленные в состояние логической единицы RS триггеры) соответствующие разряды флатового регистра RGO и значение на информационных шинах счетчика СТ3, отражающее количество импульсов в группе

N₂ и N₃ (см. осциллограммы на Фиг.9б).

По этим признакам в адресном пространстве поля памяти ППЗУ (поз.32) возбуждаются соответствующие ячейки памяти, где записаны необходимые для вычисления данные. В том числе:

1. Точное местоположение турбины в измерительной трубе, выраженное в миллиметрах. Например, весь диапазон перемещения турбины (h) в измерительной трубе составляет от 0,50 до 500,00 мм.

2. Точное значение объема мерного цилиндра (измерительной трубы), занимаемого газом под турбиной при данном его расходе.

3. Точное количество импульсов в группе N₁, которое должно бы быть на данной высоте положения турбины при нормальных условиях состояния газового потока и массе турбины.

4. Точное количество импульсов в группе сигналов, поступающих с компаратора F₂, характеризующих рабочую температуру измеряемого газового потока и которое должно бы быть на данной высоте положения турбины при нормальных условиях состояния газового потока и массе турбины.

При этом адресное пространство ППЗУ распределяется следующим образом.

Самые старшие разряды поля памяти ППЗУ возбуждаются значениями с регистра адресов данных RGAD (поз.31), по которым определяются адреса зон поля памяти ППЗУ, где располагаются сектора, адреса которых определяются значениями счетчика СТ3 (поз.38). Конкретные ячейки памяти в секторах с записанными в них на этапе изготовления средства измерения значениями количества импульсов в группе N₁, которое должно быть на данной высоте положения турбины при нормальных значениях состояния газа (компонентного состава газа, плотности газа), и количества импульсов, которое должно бы быть в группе сигналов, поступающих с компаратора

F₂, характеризующих рабочую температуру измеряемого газового потока, возбуждаются младшими разрядами адресного пространства поля памяти ППЗУ от мультиплексорного счетчика СТ4 (поз.39).

Работает предлагаемая схема следующим образом. Полученные во время прохождения турбиной первой и второй зоны измерительной трубы информативные признаки, за время прохождения турбиной третьей зоны измерительной трубы поочередно поступают на АЛУ для сравнения, сопоставления и вычисления конечных информативных признаков, по которым ВУ принимает окончательное решение о количестве расходуемого газа за данный оборот вращения турбины, об изменениях в измеряемом газовом потоке или об изменениях массы турбины. По исходному (нулевому) значению мультиплексорного счетчика СТ4 в ППЗУ возбуждаются адреса с точным значением высоты положения турбины в измерительной трубе при данном расходе, выраженным в миллиметрах. Это значение с выхода ППЗУ поступает на информационную шину данных вход “А” АЛУ (поз.43). По этому же нулевому значению счетчика СТ4 мультиплексор MS (поз.41) с информационного входа “А” передает значение “0” на вход “Б” АЛУ, а с регистра команд RGK (поз.42) на шину кода операций АЛУ “V” поступает команда передачи данных с входа “А” на выход “С”. С выхода “С” эти данные поступают на ВУ. Таким образом, вычисленное предлагаемой схемой значение уровня положения турбины в измерительной трубе, выраженное в миллиметрах, поступило на ВУ. По импульсному сигналу “+1” с устройства управления УУ (поз.35) счетчик СТ4 увеличивает свое значение на единицу, по которому из соответствующей ячейки ППЗУ на вход “А” АЛУ поступает значение количества импульсов в группе N1, которое должно бы быть на данной высоте положения турбины при нормальных условиях состояния газа и которое было записано в ППЗУ на этапе изготовления средства измерения, а на вход “Б” АЛУ мультиплексор MS коммутирует значения со счетчика СТ1. Кроме того, по этому же сигналу “+1” с регистра команд на АЛУ поступает код операции «СРАВНИТЬ ЗНАЧЕНИЯ А и Б». По результатам сравнения на выходе “С” АЛУ появляется значение величины разницы между этими значениями, а на соответствующем логическом выходе “больше – >”, “меньше – <” или “равно – =” (поз.46) логическая «1». Аналогично осуществляется сравнение по количеству импульсов, характеризующих температуру измеряемого газового потока.

По переданным в ВУ признакам принимается окончательное решение о количественной (молярной), или массовой, или объемной величине расходованного газа за очередной оборот вращения турбины.

При этом необходимо отметить несколько важных обстоятельств. Первое – предложенная схема получения числовых значений информативных признаков является несложной для практического использования. Второе – предложенный вариант технического решения получения числовых значений информативных признаков имеет в своем составе весь необходимый набор операционных ресурсов, которые присущи всем используемым для таких целей МК [20], и по этой причине любой алгоритм вычисления количества расходуемого газа по предлагаемому способу достаточно легко может быть реализован операционными ресурсами современных микроконтроллеров с помощью соответствующего встроенного программного обеспечения. Необходимо особо подчеркнуть, что с целью получения числовых значений информативных признаков для сравнения и сопоставления можно использовать все изложенные в описании значения, поступающие с преобразователя (количественные, временные, амплитудные и их производные, высоту положения турбины в измерительной трубе, ее массу, площадь и объем, площадь поперечного сечения проходного отверстия, соотношение объема измерительной трубы до сужающего отверстия турбины и после), получая при этом по результатам анализа полную и реальную характеристику состояния измеряемой газовой среды (температуры, плотности, давления, расходованного количества или объема), приведенной к стандартным условиям, принятым в коммерческом учете.

Отслеживание изменений состояния элементов конструкции средства измерения во времени предопределяет необходимость использования в качестве программных вешек эталонное время – часы, сутки, месяцы, года. В то же самое время такие технические возможности позволяют наделить средство измерения дополнительными, важными потребительскими свойствами. Среди этих потребительских свойств особенно необходимо отметить возможность средства измерения отслеживать режим безопасного использования газа каждого индивидуального пользователя по временным, количественным и логическим признакам. Такими признаками могут быть: лимит по объемной или количественной величине используемого газа в единицу времени. Например, в течение суток (утро, вечер, день, ночь), по выходным и праздничным дням, по времени года (зима, лето, весна, осень), по погоде (среднесуточная температура) или по продолжительности и величине непрерывного использования газа. Например, продолжительное потребление газа в благоустроенном многоэтажном жилом доме в ночное время или продолжительное непрерывное потребление газа в жилом массиве сельской местности в летнее время является верным признаком использования газа не по назначению. Продолжительный, непрерывный и небольшой величины расход газа может являться признаком его утечки. Оговоренные обстоятельства предопределяют необходимость использования широкоразвитых в МК [20] функций по передачи полученных данных по стандартным линиям связи в соответствующие службы.

Список документов и технической литературы

1. Браун Т., Лемей Г.Ю. «Химия – в центре наук» в 2-х частях. (Учебное пособие). Пер. с англ. – М.: Мир. 1983. Ч.1 – 448 с., ил.

2. Браун Т., Лемей Г.Ю. «Химия – в центре наук» в 2-х частях. (Учебное пособие). Пер. с англ. – М.: Мир. 1983. Ч.2 – 520 с., ил.

3. Дж.Орир «Физика» в 2-х томах. (Учебник общей физики для ВУЗов), пер. с англ. – М.: Мир, 1981. T.1 – 336 с., ил.

4. Кремлевский П.П. «Расходомеры и счетчики количества». Л.: Машиностроение, 1989.

5. ГОСТ 8.563.1-97 ГСИ. Измерения расхода и количества жидкостей и газов методом переменного перепада давления «Диафрагмы, сопла ИСА 1932 и трубы Винтури, установленные в заполненных трубопроводах круглого сечения». Технические условия.

6. ГОСТ 8.563.2-97 ГСИ. Измерения расхода и количества жидкостей и газов методом переменного перепада давления. Методика выполнения измерений с помощью сужающих устройств.

7. ГОСТ 30319.0-96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Общие положения.

8. ГОСТ 30319.1-96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение физических свойств природного газа, его компонентов и продуктов его переработки.

9. ГОСТ 30319.2-96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение коэффициента сжимаемости.

10. ГОСТ 30319.3-96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение физических свойств по уравнению состояния.

11. ГОСТ 28724-90 «Счетики газа скоростные». Общие технические требования и методика испытаний.

12. ГОСТ Р 50818-95 «Счетчики газа объемные диафрагменные». Общие технические требования и методы испытания.

13. Изобретение по патенту РФ RU 2284474 С1. Описание изобретения к патенту «Емкостный ротаметрический преобразователь».

14. Изобретение по патенту РФ RU 2085853 С1. Описание изобретения к патенту «Счетчик газа-расходомер»

15. ПР 50.2.019-96 ГСИ «Количество природного газа». Методика выполнения измерений при помощи турбинных и ротационных счетчиков.

16. РД50-213-80. Правила измерения расхода газов и жидкостей стандартными сужающими устройствами. М.: Изд-во стандартов, 1982.

17. Расчет и конструирование расходомеров под редакцией П.П.Кремлëвского. – Л.: Изд. «Машиздат», 1978 г.

18. СПРАВОЧНИК по газоснабжению и использованию газа. Н.А.Стаскевич и др. Л.: Изд. «НЕДРА», 1996 г., 762 с., ил.

19. СПРАВОЧНИК по элементарной математике, механике и физике под редакцией Н.И.Кузнецова. Изд. «Наука и техника», Минск, 1983 г., 216 с., ил.

20. А.В. Фрунзе. «Микроконтроллеры фирмы PHILIPS семейства х51». Т.1. – М.: ООО «ИД СКИМЕН», 2005 г. – 336 с., ил.

21. РД «Руководство по эксплуатации ЛГФИ. 407221.026 РЭ» на счетчики газа типа СГ16ПИ (ТУ 4213-001-075).

22. РД «Руководство по эксплуатации ГТАС2.833.053 РЭ».

Формула изобретения

1. Способ получения информативных признаков для электронных средств измерения количественных значений расходуемого газа, заключающийся в том, что на основе использования априори известных физических, механических, аэродинамических и конструктивных свойств зондирующего образца материи (турбины), помещенной в вертикально расположенную цилиндрическую измерительную трубу с коаксиально установленным в ней конусом, и с переменным проградуированным электронными маркерами объемом, и с расположенными на наружной ее поверхности электрическими емкостными обкладками, подключенными к электронной схеме, которые в своей функциональной совокупности при прохождении через них исследуемого потока газа с переменными количественными, физическими и химическими свойствами обеспечивают формирование нескольких групп унитарных электрических импульсных сигналов, количественные значения в которых и количественные соотношения которых характеризуют динамику вертикального перемещения и скорость вращения зондирующего образца материи (турбины) в исследуемой газовой среде, размер площади поперечного сечения проходного отверстия, размер объема мерного цилиндра, занимаемого газом при данном расходе, и температуру, что для электронных средств измерения газовых потоков является совокупностью информационных признаков для расчета уровня величины потерянного давления при данном расходе, уровня величины измененной массы турбины, уровня потерянной или приобретенной чувствительности средства измерения, уровня величины изменившегося порога чувствительности и количественной величины расходуемого газа, приведенного к стандартным условиям, принятым в коммерческом учете при взаимных расчетах.

2. Устройство получения информативных признаков для электронных средств измерения газовых потоков, содержащее цилиндрическую диэлектрическую измерительную трубу, наружная боковая поверхность которой условно разделена на три равные зоны, а внутри трубы коаксиально установлен конус, входную и выходную емкостные обкладки конденсаторов из токопроводной пленки, расположенные на поверхности первой и второй зоны измерительной трубы соответственно, пленочный терморезистор, расположенный на поверхности третьей зоны измерительной трубы, электронную схему, содержащую генератор калиброванных зондирующих сигналов, два компаратора, каждый из которых имеет по сигнальному и селективному входу, на сигнальные входы которых по связи с выходной обкладки поступают прошедшие преобразование зондирующие сигналы, а на селективные входы, соединенные с делителями напряжения, подаются пороговые напряжения, обеспечивающие селекцию входных зондирующих сигналов по амплитуде, причем на селективный вход первого компаратора подается постоянный уровень напряжения, сформированный от двух постоянных резисторов, а на селективный вход второго компаратора подается переменное напряжение, сформированное делителем напряжения из постоянного резистора и переменного терморезистора, расположенного в третьей зоне измерительной трубы, отличающееся тем, что в нижней части конуса установлен конический подшипник, конструктивно являющийся продолжением конуса и выполняющий его функции, трехсекционная полая турбина, профиль корпуса которой в продольном разрезе по оси измерительной трубы, конуса и турбины представляет собой профиль трубы Вентури, состоящей из входного конического конфузора, по внутренней образующей поверхности которого осесимметрично по винтовой линии закреплены рабочие лопасти, сужающей горловины и выходного диффузора с закрепленными в нем по винтовой линии рабочими лопастями, при этом к наружной поверхности корпуса турбины по линии соединения диффузора и горловины и по линии наружной кромки входа конфузора закреплена полая цилиндрическая из диэлектрического материала юбка турбины, на боковой поверхности которой в первой и второй зоне располагаются соединенные между собой обкладки конденсаторов, а в третьей зоне измерительной трубы по ближнему к входной емкостной обкладке краю дополнительно в шахматном порядке расположены емкостные из токопроводной пленки обкладки маркеров, выходы которых подсоединены к сигнальным входам группы компараторов маркеров, а на селективные входы которых по связи от делителя напряжения, образованного двумя дополнительными постоянными резисторами, подается пороговое напряжение, обеспечивающее селекцию по амплитуде поступающих с обкладок маркеров и прошедших преобразование зондирующих сигналов.

3. Устройство получения информативных признаков по п.2, отличающееся тем, что с целью определения количества расходуемого газа для бытовых, коммунальных или промышленных целей, выраженного в объемных, или массовых, или молярных, или энергосодержащих величинах, приведенных к стандартным условиям, принятым в коммерческом учете при взаимных расчетах, введена электронная схема, состоящая из флагового регистра маркеров RGФ, входы которого подсоединены к выходам группы компараторов маркеров F₃, двух счетчиков количества импульсов СТ1 и СТ2, счетные входы которых соединены с выходами первого F1 и второго F2 компараторов соответственно, регистра формирователя адресов ячеек поля памяти данных RGA, перепрограммируемого запоминающего устройства данных ППЗУ, сумматора , регистра аккумулятора RGAK, устройства управления УУ, таймера Т, выходной шины результатов – «Выход А» и выходной шины признаков – «Выход Б», причем выходы флагового регистра маркеров RGФ, сформированные в информационную шину признаков, соединены с входами старших разрядов регистра формирователя адресов ячеек поля памяти данных RGA и с выходной шиной признаков «Выход Б», а информационные входы средних и младших разрядов регистра формирователя адресов ячеек поля памяти данных RGA соединены с выходами счетчиков количества импульсов СТ1 и СТ2 соответственно, а выходы старших, средних и младших разрядов регистра формирователя адресов ячеек поля памяти данных RGA, сформированные в группы по зонам, секторам и конкретным ячейкам в них, подсоединены к соответствующим адресным входам запоминающего устройства данных ППЗУ, информационные выходы которого подсоединены к информационным входам Б сумматора, а информационные выходы С сумматора соединены с информационным входом регистра аккумулятора RGAK, выходы которого подсоединены к информационным входам А сумматора и к выходной шине результатов «Выход А», при этом управляющие шины всех регистров и счетчиков (R и L) соединены с соответствующими выходами устройства управления, входы которого соединены с таймером Т и генератором G, причем первый вход таймера соединен с выходом генератора и входом устройства управления УУ, а второй вход таймера – с выходом первого компаратора и со счетным входом первого счетчика.

4. Устройство получения информативных признаков по п.2, отличающееся тем, что, с целью получения высокоточных информативных признаков на индустриальных и магистральных объектах, в него введена электронная схема, состоящая из флагового регистра маркеров RGФ, логической схемы ИЛИ, входы которых соединены с выходами группы компараторов маркеров F₃, а выход схемы ИЛИ – со счетным входом счетчика количества импульсов, поступающих с этих маркеров, СТЗ, двух счетчиков количества импульсов СТ1 и СТ2, счетные входы которых соединены с выходами первого F1 и второго F2 компараторов соответственно, регистра формирователя адресов зон поля памяти данных RGAD, перепрограммируемого запоминающего устройства ППЗУ, счетчика мультиплексора СТ4, мультиплексора MS, регистра кодов операций RGK, арифметического – логического устройства АЛУ с выходными информационными шинами результатов «Выход А» и информационно-логических шин “больше->”, “меньше-<” и “равно=” «Выход Б», устройства управления УУ и таймера Т, причем информационные входы регистра формирователя адресов зон поля памяти данных RGAD соединены с информационной выходной шиной флагового регистра RGФ, а выходы – с группой адресных шин запоминающего устройства ППЗУ, возбуждающих соответствующие зоны адресного пространства ППЗУ, причем выходные информационные шины счетчика мультиплексора СТ4 соединены с шинами младших разрядов адресного пространства поля памяти ППЗУ и управляющими шинами 1 и 2 мультиплексора MS, а шины старших разрядов адресного пространства поля памяти ППЗУ, возбуждающие соответствующие сектора с необходимыми ячейками памяти, соединены с выходными информационными шинами счетчика СТЗ, выходные шины данных “D” ППЗУ соединены с информационными входами “А” АЛУ, а информационные входы “Б” АЛУ – с выходными шинами мультиплексора MS, а его информационные входные шины “А”, “Б” и “С” соединены соответственно с логической шиной “0” и выходными информационными шинами счетчиков количества импульсов СТ1 и СТ2, шина кода операции “V” АЛУ с выходом регистра кода операции RGK, а входные управляющие шины всех счетчиков и регистров соединены с устройством управления УУ.

5. Устройство получения информативных признаков п.2, отличающееся тем, что, с целью обеспечения устойчивого вращательного свойства турбины при низких давлениях и малых расходах газа, цилиндрическая измерительная труба и конус в нижней входной части измерительной трубы дополнительно снабжены входной направляющей втулкой с расположенными в ней осесимметричными коническими с тангенциальным наклоном отверстиями, выходы которых в нижнем пределе положения турбины обеспечивают направление движения потока газа непосредственно на лопасти конфузора турбины.

РИСУНКИ