автореферат диссертации по приборостроению, метрологии и информационно-измерительным приборам и системам, 05.11.16, диссертация на тему:Повышение точности и метрологической надежности информационно-измерительных систем количества нефти в магистральных нефтепроводах

На правах рукописи

Еремин Игорь Юрьевич

ПОВЫШЕНИЕ ТОЧНОСТИ И МЕТРОЛОГИЧЕСКОЙ НАДЕЖНОСТИ ИНФОРМАЦИОННО-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ СИСТЕМ КОЛИЧЕСТВА НЕФТИ В МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДАХ

Специальность 05 11 16 - Информационно-измерительные и управляющие системы (промышленность)

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Самара-2007

0031В2413

003162413

Работа выполнена на кафедре «Информационно-измерительная техника» Государственного образовательного учреждения высшего профессионального образования «Самарский государственный технический университет»

НАУЧНЫЙ РУКОВОДИТЕЛЬ

Доктор технических наук, профессор Васильчук Александр Васильевич

ОФИЦИАЛЬНЫЕ ОППОНЕНТЫ

Доктор технических наук, профессор

Кричке Владимир Оскарович, ГОУВПО Самарский государственный архитектурно-строительный университет

Кандидат технических наук

Галиуллин Рафаэль Минаксанович, Самарский филиал ОАО «Оргэ-

негонефть»

Защита диссертации состоится « 15 » ноября 2007 г в 13 часов на заседании диссертационного совета Д 212 217 03 ГОУВПО Самарского государственного технического университета (СамГТУ) по адресу г Самара, ул Га-лактионовская, 141, корпус 6, ауд 28

Отзывы на автореферат в двух экземплярах, заверенные печатью, просим направлять по адресу Россия, 443100 г. Самара, ул Молодогвардейская 244, СамГТУ, главный корпус, ученому секретарю диссертационного совета Д 212 217 03, факс (846) 278-44-00, e-mail d21221703@hst ru

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Самарского государственного технического университета по адресу г Самара, ул Первомайская, 18

Автореферат разослан «13» октября 2007 г

ВЕДУЩАЯ ОРГАНИЗАЦИЯ

ОАО «Самаранефтехимавтоматика», Самара

Ученый секретарь

диссертационного совета Д 212 217 03

Губанов Н Г

ОБЩАЯ ХАРАКТЕТИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Нефтепроводный транспорт Российской федерации является одним из самых крупнейших нефтепроводных транспортов мира Имея протяженность несколько тысяч километров, он обеспечивает нефтью многие сотни потребителей, к которым относятся крупнейшие предприятия СНГ и Европы В настоящее время ведется интенсивное строительство ещё одной ветви нефтепровода, соединяющего РФ с Китаем и Японией

Огромный объем перекачиваемой нефти требует грамотно организованной системы ей учета Учет продажи и покупки нефти осуществляется при помощи информационно-измерительных систем (ИИС) массы и объема энергопродукта, расположенных на нефтепроводе в различных его точках, как на стороне поставщика, так и на стороне потребителя При этом обе стороны заинтересованы в высокоточном измерении количества нефти, так как в противном случае они могут понести значительные материальные потери Например, при цене нефти 78 долларов за баррель и прокачке 300 миллионов тонн нефти в год экономический эффект от снижения погрешности измерения массы на 0,1% составит 141,3 млн долларов в год

Точность ИИС определяется многими факторами, основными из которых являются - влияние температуры окружающей среды, изменение неизмеряемых параметров нефти, таких как наличие газов, воды, механических примесей, растворенных парафинов, серы, вязкости и т д, изменение параметров нефтепровода

Эти причины связаны с тем, что по нефтепроводу перекачиваются последовательно различные партии нефти Партия нефти формируется поставщиком при закачке нефти в нефтепровод Свойства нефти каждой партии формируются и контролируются поставщиком в процессе ее подготовки к отправке потребителю После отгрузки очередной партии нефти поставщик формирует последующую партию нефти, как правило, имеющую новый состав Кроме того, на условия проведения измерений массы нефти оказывает влияние температурная зависимость свойств нефти, возникающая при климатических воздействиях окружающей среды на нефтепровод, а также состояние нефтепровода, по которому эта нефть транспортируется

Разработанные методики поверки ИИС не учитывают многих из указанных факторов Поэтому в процессе работы у ИИС снижается метрологическая надежность, увеличивается результирующая погрешность, тренд которой направлен на занижение значения объема прокачиваемой нефти из-за осаждения парафина и других веществ на чувствительных элементах ИИС и изменения профиля потока нефти в нефтепроводе Действующая нормативная документация не учитывает действие этих факторов в условиях эксплуатации ИИС Поэтому необходимо провести детальный теоретический и экспериментальный анализ диапазона изменения указанных выше факторов и оценить влияние их на используемые при перекачке нефти ИИС, определить

пределы изменения результирующей погрешности, и разработать методику выбора межповерочного интервала

Применяемые в настоящее время на магистральных нефтепроводах ИИС количества нефти используют в своем составе турбинные (ТПР) и ультразвуковые (УПР) преобразователи расхода, которые в силу вышеперечисленного не обеспечивают требуемой точности Подвижный элемент ТПР взаимодействует с движущимся потоком нефти, что вызывает изменение профиля потока и приводит к снижению точности результатов измерений Чувствительные элементы УПР не взаимодействуют с движущимся потоком нефти, и не охватывают полностью профиль потока, а также изменения профиля в контролируемом сечении нефтепровода За счет этого возникает погрешность аппроксимации профиля, которая приводит к снижению точности результатов измерений

Таким образом, теоретические и экспериментальные исследования влияния вышеперечисленных факторов на результирующую погрешность ИИС количества нефти, определение предельно допустимых минимальных значений результирующей погрешности ИИС и создание высокоточных информационно-измерительных систем массы и объема перекачиваемой нефти является задачей актуальной и своевременной

Целью диссертационной работы является экспериментальное определение диапазона изменения неизмеряемых параметров нефтепродукта (нефти) и изменяющихся параметров нефтепровода, оценка их влияния на результирующую погрешность ИИС количества нефти, а также создание высокоточных ИИС массы и объема перекачиваемой нефти

Для достижения поставленной цели в диссертационной работе были поставлены и решены следующие задачи:

1 Сформированы статистические материалы и проведены экспериментальные исследования изменений неизмеряемых параметров нефти, что не учитывается в требованиях существующих нормативных документов

2 Проведен анализ влияния изменений неизмеряемых параметров нефти на результирующую погрешность ИИС количества нефти

3 Проанализированы потенциальные возможности повышения точности известных ИИС, основанных на применении турбинных преобразователей расхода и ультразвуковых преобразователей расхода, что позволило определить минимально достижимые значения их погрешности

4 Разработаны информационно-измерительные системы на основе ультразвуковых преобразователей расхода, обеспечивающие высокоточные измерения объема нефти, транспортируемой по нефтепроводу Исследованы влияния изменений параметров нефти и профиля потока на результирующую погрешность измерителей объема

5 Разработан высокоточный ультразвуковой измеритель массы нефти и проведены исследования влияния параметров нефти и профиля потока на его результирующую погрешность

6 Разработана методика выбора межповерочного интервала с учетом реальных условий эксплуатации ИИС

7 Сформирована методика обработки данных измерений количества нефти, обеспечивающая повышение точности учета нефти Методы исследования

При решении задач, поставленных в диссертационной работе, использовались методы математического моделирования, статистического анализа, информационно-измерительной техники, теории погрешности Научная новизна

1 На основании обработки статистических данных определен диапазон изменения неизмеряемых параметров нефти, транспортируемой по нефтепроводу, который позволяет определить предельные возможности по точности существующих ИИС количества нефти

2 Показано, что межповерочный интервал, назначенный на основании требований действующих нормативных документов, в большинстве случаев, является завышенным, что приводит к снижению метрологической надежности ИИС количества нефти Разработанная методика выбора межповерочного интервала позволяет учитывать реальные условия эксплуатации

3 На основании исследования функции преобразования ИИС с ТПР, подверженной влиянию неизмеряемых параметров нефти и параметров нефтепровода, получено предельно достижимое минимальное значение погрешности ИИС количества нефти, что ограничивает их использование в случае, когда требуется высокая точность

4 Разработана информационно-измерительная система с УПР, которая обеспечивает высокоточные измерения объема нефти, транспортируемой по нефтепроводу Исследованы влияния изменений параметров профиля потока нефти на результирующую погрешность измерителя объема

5 Разработан высокоточный ультразвуковой измеритель массы нефти и проведены исследования влияния параметров нефти и профиля потока на его результирующую погрешность

6 Сформирована методика обработки данных измерений количества нефти, обеспечивающая повышение точности учета нефти

Практическая ценность работы.

Разработанные ИИС массы и объема транспортируемой нефти, благодаря своей высокой точности, позволяют получить значительный экономический эффект Разработанные методики оценки результирующей погрешности и выбора межповерочного интервала найдут широкое применение при проектировании и эксплуатации ИИС количества любою жидкого продукта

Реализация результатов работы.

Алгоритмы повышения метрологической надежности и точности ИИС количества нефти были введены в методики выполнения измерений ОАО «Приволжскнефтепровод», которые прошли регистрацию в Госреестре РФ

Методики учета влияния изменений параметров нефтепровода и неизмеряемых параметров нефти, и обработки результатов измерений внедрены на предприятии «ИТЕРА-Самара»

Устройство дистанционной поверки ИИС внедряется на производственных участках ОАО «Самаранефтехимавтоматика»

Апробация работы.

Основные идеи и результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на следующих научных конференциях и научно-технических советах

а) выступление на научно-техническом комитете Госстандарта РФ, (Москва 1999)

б) обмен опытом с экспертом из Национального Метрологического института Нидерландов по вопросу метрологической надежности средств измерений расхода, проводившийся в ходе производственного совещания, организованного зарубежной фирмой-изготовителем УПР (Дордрехт королевство Нидерланды 1999)

в) участие в III Всероссийской научно-технической конференции «Метрологическое обеспечение учета энергетических ресурсов», ФГУП «ВНИМС» (Москва 2001), доклад «Измерительные задачи при энергетическом обследовании предприятий Самарской области»,

г) участие в Международной научно-технической конференции «Информационные, измерительные и управляющие системы (ИИУС-2005)», тезисы доклада «Эмпирическая оценка качества информационно-измерительной технологии в сфере учета энергоносителей»,

д) участие в IV Всероссийской научно-практической конференции «Нефтегазовые и химические технологии» СамГТУ (Самара 2007), доклады

1 «Исследование метрологических характеристик ультразвукового расходомера»,

2 «Исследование метрологических характеристик турбинного преобразователя расхода»,

3 «Исследования правильности и достоверности установления межповерочного интервала ИИС»

е) Основные результаты работы обсуждались на рабочих совещаниях предприятий нефтяной промышленности, в частности, предприятии ОАО «Самаранефтехимавтоматика», с получением решения об их внедрении

Публикации. По теме диссертации опубликовано 11 печатных работ, из них 3 статьи в журналах, рекомендованных ВАК, 1 патент, 7 статей, размещенных в сборниках конференций и информационных бюллетеней На защиту выносятся следующие положения:

1 экспериментальное определение диапазона изменения неизмеряе-мых параметров нефтепродукта (нефти) и изменяющихся параметров нефтепровода,

2 оценка влияния неизмеряемых параметров нефтепродукта (нефти) и изменяющихся параметров нефтепровода на результирующую погрешность ИИС количества нефти,

3 создание высокоточных ИИС массы и объема перекачиваемой нефти

Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения, и списка литературы из 70 наименований Основная часть изложена на 150 страницах машинописного текста и содержит 40 рисунков и 32 таблицы

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертации и сформулирована цель работы, общая характеристика, показана научная новизна и практическая ценность полученных результатов, сформулированы основные положения, выносимые на защиту

В первой главе проведен анализ условий эксплуатации существующих ИИС количества нефти Показано, что основными параметрами, влияющими на их результирующие погрешности, являются - климатические воздействия окружающей среды, неизмеряемые параметры нефти, параметры нефтепровода

К неизмеряемым параметрам нефти относятся наличие механических примесей, воды, серы, хлористых солей, растворенных парафинов, вязкость нефти, наличие газов и т д

Условия поверки и определение метрологических характеристик ИИС количества нефти определены в нормативной документации Например, условия поверки ТПР, являющегося измерительным компонентом ИИС количества нефти, указаны в МИ 1974-2004 - изменение температуры нефти за время одного измерения не должно превышать 0,2 °С,

При поверке ТПР фиксируются значения вязкости нефти на момент начала и момент окончания поверки При этом нет указаний нормативных документов, какое максимальное изменение вязкости нефти может быть при проведении поверки, но накладывается ограничение на эксплуатацию поверенных ТПР не имеющих коррекцию показаний по вязкости Зафиксированные значения вязкости нефти, при которых проводилась поверка ТПР, должны соответствовать значениям вязкости в условиях эксплуатации ИИС коли-

чества нефти с пределами допускаемых отклонений не более ± 10 сСт Наличие остальных неизмеряемых параметров в ходе поверки оценивается величиной среднеквадратического отклонения результатов измерений, которое должно быть не более 0,02 %

На основании анализа большого объема статистических данных были определены следующие диапазоны изменения неизмеряемых параметров нефти

- массовая доля механических примесей в нефти может изменяться в пределах от 0 до 0,05 % Это приводит к неоднородности профиля потока нефти в различных участках нефтепровода Механические примеси, оседая на внутренних стенках нефтепровода, увеличивают их шероховатость, тем самым ведут к деформации профиля потока Кроме того, имея абразивные свойства, механические примеси приводят к ускоренному износу чувствительных элементов ИИС, что ведет к потерям точности ИИС количества нефти,

- массовая доля воды варьируется от 0,5 до 1 % для товарной нефти и от 5 до 80 % для сырой нефти Наличие воды делает структуру нефти неоднородной, что приводит к изменениям профиля потока и осложняет применение образцовых средств измерений для поверки ИИС, что резко снижает точность результатов измерений,

- концентрация хлористых солей может изменяться от 100 до 900 мг/дм3 - откладываясь на поверхностях чувствительных элементах ИИС, соприкасающихся с нефтью, приводят к изменению характеристик преобразования преобразователей расхода, что снижает точность ИИС

- количество парафинов до 6 % нормируется в товарных нефтях только при поставке их на экспорт Для случая потребления нефти для нужд России количество парафинов может превышать указанный предел Растворенный в нефти парафин образует отложения на поверхности внутренних стенок нефтепровода, что приводит к уменьшению внутреннего диаметра сечения нефтепровода до 0,01 от размера внутреннего диаметра нефтепровода В слой парафинов вкрапливаются механические частицы, многократно увеличивая шероховатость стенок нефтепровода,

- количество серы в нефти может изменяться от 0,6 до 3,5 %, что также влияет на профиль потока нефти,

- вязкость нефти может меняться от 3 до 90 сСт, при этом изменяются силы вязкого трения слоев нефти и меняется профиль потока,

- количество свободного газа характеризуется давлением насыщенных паров нефти, которое может достигать до 66,7 кПа, при превышении порогового уровня давления насыщенных паров возникает кавитация, деформирующая профиль потока нефти

На параметры нефтепровода оказывают влияние климатические воздействия окружающей среды (изменения температуры могут достигать до 80 °С) при этом различные участки нефтепровода могут испытывать различ-

ные температурные воздействия Это, также, приводит к изменениям параметров нефтепровода и изменениям свойств нефти, транспортируемой по нему

ИИС количества нефти проходит поверку в условиях эксплуатации, сложившихся на момент ее проведения В ходе поверки производится отбраковка результатов измерений, значения которых признаны недостоверными Критерием отбраковки является величина стандартного среднеквадратиче-ского отклонения, которая не должна превышать при поверке 0,02 % Таким образом условия поверки по сути отличаются от условий эксплуатации ИИС

Как показали экспериментальные исследования, поверка ТИР и УПР сводится к их калибровке, результаты которой становятся недостоверными через короткий промежуток времени, обычно не превышающий 10 суток

Таким образом, межповерочный интервал, выбираемый в соответствии с действующей нормативной документацией, оказывается завышенным и требует пересмотра правил его назначения

По результатам исследования, проведенного автором, было установлено, что относительная частота события, состоящего в признании годности ИИС по результатам поверки, составляет не более 0,47 Поэтому для повышения метрологической надежности ИИС определим допустимое значение погрешности измерителя объемного расхода, входящего в состав ИИС Для этого определим я и - абсолютные и относительные потери нефти при транспортировке ее по нефтепроводу и значение А/=А2 /ц , при которых еще не инициируется повышение тарифа Тэ поставки энергоносителя (остальные экономические условия, выходящие за рамки данной работы, полагаются постоянными)

Ч„ ^(Ч +А2)/ч < 1+к, Тогда максимальная допустимая погрешность Д2доп измерения количества (массы) нефти составит А20оп<кМо

Проведенный анализ показал, что существующие методы измерений количества нефти, транспортируемой по нефтепроводу, не обеспечивают возможность повышения точности ИИС Повышение точности ИИС становится возможным только в случае адекватного учета динамики движения нефти в нефтепроводе, таким динамическим параметром является профиль скоростей движения потека неф;и (далее - профиль потока) в сечении нефтепровода

Рассмотрим влияние изменения профиля потока на результаты измерения количества нефти

При движении нефти по нефтепроводу каждому моменту времени г, за время проведения измерений ((, е 7]) соответствует свое значение мгновенной скорости и объемного расхода ()((,) Скорость и расход связаны величиной площади сечения нефтепровода, в котором контролируется расход

Вследствие температурного расширения материала стенок нефтепровода расход зависит от температуры нефти

Аналогично определяется мгновенное значение плотности нефти р(1,) в нефтепроводе В этом случае значение массы нефти, прокачанное в нефтепроводе за интервал времени Т, определяется по формуле

м(т)='\а(1)Ри) л 0)

/

Из (1) следует, что на результаты измерений массы нефти влияют изменения мгновенного расхода и мгновенной плотности нефти Так как мгновенный расход нефти зависит от мгновенной скорости, то среднее значение расхода нефти с течением времени определяется распределением скоростей \>п(1.,х,у) потока нефти в нефтепроводе

а(1,х,у)=\\\уд(их,у) Ж-с1х йу (2)

' * у

где уа((,х,у) -скорость движения нефти в нефтепроводе как функция времени I, координат точки сечении нефтепровода х, у

Из (2) следует, что распределение скоростей уд(Ъх,у) потока нефти является профилем потока Изменения профиля потока оказывают существенное влияние на результаты измерения расхода нефти в контролируемом сечении нефтепровода

Другим важным выводом является необходимость обеспечения единства действий поверителей и исключения случайных промахов, для чего целесообразно поддерживать в каждом конкретном случае процедуру доступа к единому образцовому (эталонному) СИ и связанной с ним периферией Это обеспечит использование архивированных данных для проведения всей гаммы поверочных и, при необходимости, диагностических операций

Сформируем требования к ИИС, и условиям контроля ее характеристик, соблюдение которых позволит повысить точность результатов измерений и ее метрологическую надежность

- ИИС должна обладать способностью учитывать профиль потока при различных условиях эксплуатации нефтепровода Профиль может быть воссоздан лишь в том случае, когда производится определение скоростей потока нефти, движущейся через нефтепровод, в нескольких сечениях этого нефтепровода

- необходимо выбирать длины участков, контролируемых ИИС в соответствии с условиями эксплуатации нефтепровода;

- проводить контроль метрологических характеристик ИИС количества нефти с требуемой периодичностью, определяемой условиями эксплуатации,

- исключить влияние климатических воздействий окружающей среды на ИИС количества нефти и на образцовые средства измерений, используемые для ее поверки,

п

- условия поверки ИИС должны соответствовать изменяющимся условиям эксплуатации ИИС

Таким образом, выполнение перечисленных требований требует пересмотра методик поверки, и создания новых ИИС количества нефти, обеспечивающих высокую точность измерений, так как сложившаяся практика назначения технических требований к ИИС количества нефти ориентирована на достигнутый уровень выполнения компонентов ИИС и практически не учитывает запросы поставщика и потребителя нефти

Вторая глава посвящена исследованию метрологических характеристик ИИС, реализуемых на базе ТПР и УПР Цель такого исследования определить резервы повышения их метрологической надежности Методика исследования базируется на формировании функции преобразования ИИС, включающей механизм действия ВВФ на погрешность ИИС

Рассмотрим функцию преобразования измерительного канала ИИС, реализованную на базе ТПР

В процессе работы ТПР формируется электрический сигнал, практически однозначно соответствующий расходу нефти, транспортируемой в нефтепроводе, в котором установлен ТПР Скорость движения потока нефти в нефтепроводе преобразуется в угловую скорость вращения подвижного элемента ТПР, которая, в свою очередь, преобразуется в число оборотов турбин-ки, совершенных в единицу времени ср Таким образом, (р пропорционально расходу нефти, а количество N оборотов турбинки - пропорционально объему нефти, измеренному за интервал времени измерений Т Коэффициент чув-*

ствительности ( (р =ф/'0, оборот/литр - или сокращенное обозначение единицы измерения - об/л) численно устанавливается соотношениями а) для ламинарного потока нефти

С,

О

<Р = 3

с, +с,и

-С,

-с.

б) для турбулентного потока нефти

<Р = 3

с, -

Л' Р

<2

где

3=~

4-е,—+С/3 Р

(2+0 75410| —+СУ - ^Р

V, р - соответственно вязкость (сСт) и плотность (кг/м3) транспортируемой нефти,

<2 -расход нефти (литр/мин),

величины Сь , С9 - константы, формируемые в соответствии с видом потока нефти (ламинарный, турбулентный) и конструкцией ТПР

Если параметры V и р заранее не известны, известно лишь V е ], р е [/7,, р2 ] ^ тогда появляется погрешность Л(0) измерений расхода, абсолютное значение которой определяется выражением А((2)= ср'(\,р,0)-<р2'(у= 20сСт,р= 850кг/мъ,о), где ср! (.V, р,<2)~ текущие значения ф* при вариации вязкости к плотности р, и расхода Q нефти в нефтепроводе

Фг {у> Р> Я)- текущие значения ф* которые были зафиксированы при вязкости 1^=20 сСт, плотности р =850 кГ/'м3, и вариациях расхода ¡2, л/мин нефти внефтепроводе

Относительное значение погрешности измерений расхода <5=/Г0 определяется выражением

¿fe)=-

4в)

100%

Лу^20сСт,р= 850ьг/ и3 £„,

Учет влияния внешних воздействующих факторов (ВВФ), возникающих за счет изменения условий эксплуатации ИИС, на параметры V и р проводился в соответствии с соотношением

dF (v,p) =

8F_ dv

л dF x dv + — dp

dp

Зависимость ö-f(Q) иллюстрируется рисунком 1

5, % 4i

3000 Q, л/чин

Рисунок 1 - Зависимость ö=f(Q), % при Q от 1000 до 3000 л/мин кривая 1 - v - 5 сСт, р = 890 кг/м3 кривая 2 - v = 35 сСт, р = 810 кг/м3 , кривая 3 - v = 35 сСт, р = 890 кг/м3, кривая 4 -v = 5 сСт. р = 810 кг/м3

Без автоматической коррекции показаний ИК по значениям v, р имеем ИИС, измерительный канал (ИК) которой обладает d=f(Q)=5 % Если провести автоматическую коррекцию показаний ИК, то оказывается возмож-

ным получить результирующую погрешность порядка 0,15 %, что в три раза хуже погрешности эталона Как показывают экспериментальные исследования, эксплуатационная поддержка такой точности оказывается возможной лишь при частом контроле метрологических характеристик (KMX), процедура KMX связана с выведением ИИС из полезной работы Этот фактор подтверждается измерением разностной функции сличения (РФС), выделенной для ИК, и вычислении ее энергетического спектра

Ррфс (®) = т- Ж С,) £ (!г )1 ехр(-ш(/, -12 yjdt.dt,'

L оо

где да, - математическое ожидание произведения трендов g/t/) £/t2j

по всем j,

tr t2 = А /д - интервал дискретизации трендов,

Г- интервал времени, в течение которого наблюдались с)(ti) с/12)

График FprjK(oj) иллюстрируется рисунком 2

f

Рисунок 2 - Энергетический спектр ГРфС(ю) (по оси абсцисс значения частоты f=co/2n, 1/сутки)/

Таким образом, можно сделать вывод о том, что:

1 KMX существующих ИИС следует проводить не реже 1 раза в 5 дней при условии, что в течение этого отрезка времени параметры нефти будут в заданных известных пределах

2 ИИС на базе ТПР исчерпали резервы повышения своей метрологической надежности (оценивается параметрами реализуемая погрешность и интервал KMX, чем меньше интервал KMX, тем ниже метрологическая надежность), а погрешность не может быть снижена ниже чем до 0,2 %

Рассмотрена функция преобразования ИИС, реализованной на базе УПР, с целью определения ее минимально достижимой погрешности Наиболее совершенным устройством в настоящее время считается ультразвуковой расходомер Altosomc V, функция преобразования которого в соответствии с экспериментальными данными, полученными автором, имеет вид

14 р),

./=0 <=0

здесь , Ь2, константы, численные значения которых формируются в процессе испытания УЗР при вариации р и V,

Я = 1 сСт"г = 1 м3 т коэффициенты, уравновешивающие размерность вязкости и плотности соответственно

значение N определяется требующейся точностью аппроксимации функции д(р, У^упр,

Г К.Л 1()0% - разностная функция сличения УПР

эталонный прибор измеряет <20, соответствующие показания УПР составляют К0

Для оценки погрешности измерения УПР при вариации р, V сформировано соотношение

ЭДпр)=4 ПГ/ ^ (К у)Н | (г Р1+8Р [¿Х (Я у)>) 2> К (г рГ '

У=0 ) <=« О"« ) 'Л

где Р(р, v)=Qo(l-0 01 д(р, ^упр) - коэффициент преобразования показаний УПР

Погрешность УПР при автоматической корректировке его показаний по параметрам р, V иллюстрируется рисунком 3

сиахвз-

ЩШЕЗ-0,100020' 5100015-

Й1ГОЯ0- .

(исков-,.

8ynpi %

Q1GCCC0 Q0SS9S6

/1 .с-

145 1?5 14,5 «,5 18; 5 255 2?5 24,5 ZEiS 2§5 ЗЦ5 ^

Рисунок 3 Погрешность УПР с автоматической корректировкой его показаний по текущим значениям плотности и вязкости нефти при ¿ост = 0,1%, Qoe [10,5, 30,5] м3/мин, vK = 20 сСт, рк = 0,85 т/м3

кривая 1 - р =0,8 т/м3, v = 5 сСт, кривая 2 - р =0,8 т/м3, v = 35 сСт, кривая 3 - р = 0,89 т/м3, v = 5 сСт, кривая 4 - р = 0,89 т/м3, V = 35 сСт

Существующие УПР применимы непосредственно только для оценки количества нефти - брутто и фактически исчерпали резервы повышения точности измерений, поэтому необходима разработка измерительного канала ИИС на новых принципах.

Третья глава посвящена разработке и исследованию нового, предложенного автором (заявка № 2006110181 от 29.03 2006 // «Измеритель объе-

ма жидкости, транспортируемой по нефтепроводу» - Еремин И.Ю. Куликовский К Л.) устройства для определения объема транспортируемой нефти, обладающего повышенной точностью работы Решение задачи повышения точности ИИС достигается путем повышения точности определения профиля потока нефти, транспортируемой по нефтепроводу (далее - профиль) При этом используется эффект отражений акустических волн от дисперсных частиц, находящихся в нефти Сканирование контролируемого сечения нефтепровода осуществляется при помощи ультразвуковых преобразователей с регулируемой диаграммой направленности по принципу, реализованному в фазированной антенной решетке

Структурная схема устройства представлена на рисунке 4 Нефтепровод

Рисунок 4 - Структурная схема измерителя объема нефти, транспортируемой по нефтепроводу.

Устройство состоит из датчика температуры (ДТ), двух электроакустических преобразователей (ЭАП) и устройства управления и обработки информации

Два электроакустических преобразователя ЭАП1 и ЭАП2 поочередно создают высокочастотные акустические импульсные колебания в потоке транспортируемой нефти Это так называемые зондирующие сигналы (ЗС) со скважностью, достаточной для выявления акустического сигнала (АС), отраженного от частиц примесей, неизбежно присутствующих в транспортируемой нефти Для оценки количества транспортируемой нефти учитывается АС, отраженный от примесей, перемещающихся через виртуальную поверхность сечения нефтепровода Выбрав расстояние Ь по образующей нефтепровода от места расположения одного из ЭАП до виртуальной поверхности нефтепровода (рекомендуемое Ь = (1. 2)-Д где Б -наружный диаметр нефтепровода), можно для каждого направления ЗС вычислить соответствующее значение угла сканирования <р Эти вычисленные значения размещаются в регистре для обеспечения обработки АС, обусловленного действием преобразователя ЭАП1 и регистре для обеспечения обработки АС, обусловленного действием преобразователя ЭАП2 Каждому значению угла отклонения (р можно поставить в соответствие значение площади 5„ части виртуальной

поверхности, в пределах которой значение парциальной скорости i-ой части сечения нефтепровода V, = const По истечении времени % требующегося для прихода отраженного сигнала от площадки S„ тракт приема этого сигнала открывается стробирующим импульсом СИ и время, требующееся для прихода к ЭАП сигнала, отраженного от площадки виртуального сечения, записывается в регистры хранения информации

Сигнал с выхода ДТ, измеряющего температуру транспортируемой нефти формирует температурную поправку на линейные размеры нефтепровода

Функция преобразования разработанного измерителя объема жидкости, транспортируемой по нефтепроводу, имеет вид

NM з

'М/С6К

1=1

Рассмотрены источники погрешности измерения, сосредоточенные в пределах площадки S, 1) неравномерность распределения скорости движения нефти V, по площадке S,, 2) погрешности измерения текущей температуры, 3) погрешности измерения текущего значения Va Количественно S, определяется формулой

5,= П

NM2

ыАа

где N = Jnt\ - количество секторов для сканирования сечения {Аа)

трубопровода,

А а - ширина диаграммы излучения ЭАП,

М - количество площадок размещаемых в пределах данного секто-

ра

ьл *

V"P -А-т-л— f Ы^гШаг)-

VM Ао^ L sin j j

где Ум -значение скорости V, в центре 5,, определяется в соответствии с разностью фаз эталонного сигнала и сигнала, отраженного от 8,

Реально акустический облучатель возбуждает виртуальное сечение трубопровода в пределах площади £ , несколько превышающей величину Б, Если размеры площадки 5* малы в сравнении с сечением трубопровода, то ожидаемая неравномерность распределения V, по площадке 5* будет незначительной и количество экстремумов неравномерности распределения V, не превысит единицы (эта неравномерность может носить выпуклый и вогнутый характер) Порог компаратора можно устанавливать в соответствии с номером площадки Б, с целью обеспечения £* <5" > здесь учитывается то обстоя-

тельство, что при излучении ЗС максимум диаграммы направленности облучателя направлен в центр площадки S, . Усилитель-компаратор с регулируемым порогом обеспечивает подавление помех, обусловленных облучением сечения трубопровода побочными составляющими диаграммы направленности электроакустического преобразователя При указанных выше условиях неравномерность распределения V, по площадке S* относим к площадке S,

Результат исследования ожидаемой погрешности предлагаемого расходомера иллюстрируется рисунком 5

0 05

<5ф, % 0 04 J

0 03 j 0 02 ■ 0,01 -о --0 01 л ■0 02 --0 03 --0 04 4 0 05 -

Рисунок 5 - График погрешности дф=Щк Аар) кривая 1 - V, выпуклая функция, кривая 2-V, вогнутая функция, к

-показатель выпуклости (вогнутости) Если S, не превышает 2% площади сечения нефтепровода, тогда реально к Лар < 0,02, что обеспечивает потенциальное значение Зф ' 0,01%, с учетом неточности изготовления комплектующих предлагаемого расходомера, погрешности образцового прибора, используемого для калибровки и поверки ИИС, пессимистическая оценка результирующей погрешности расходомера практически равна погрешности образцового прибора

Для получения дополнительной информации о свойствах посторонних включений (например, определение вещества включения) можно воспользоваться методом обращения волнового фронта ультразвука Обработка информации об отраженных акустических сигналах в этом случае позволяет проводить измерение объема нефти с погрешностью, соответствующей образцовым средствам измерений, и выделением доли посторонних примесей для получения количества нефти-брутто

В четвертой главе представлена структурная схема нового, предложенного автором, измерителя массы нефти в нефтепроводах Проведено исследование устройства и определены теоретическим путем его метрологические характеристики

Обобщенная структурная схема предлагаемого устройства представлена на рисунке 6 Отличие устройства от существующих устройств состоит в том, что впервые учитываются отклонения периметра сечения нефте-

провода от окружности Для этой цели применяют несколько электроакустических преобразователей, монтируемых по периметру контролируемого сечения Устройство монтируется на участке трубопровода и содержит два комплекта ЭАП 1 и ЭАП 2 - каждый из этих комплектов содержит N обратимых электроакустических преобразователей (ЭАП), пара ЭАП 1] и ЭАП 21 размешается на сечении трубопровода на угловом расстоянии щ от пары ЭАП 12 и ЭАП 22, пара ЭАП 13 и ЭАП 23 размещается на сечении трубопровода на угловом расстоянии у2 от пары ЭАП 1 [ и ЭАП 2Х и т д В схему устройства включены У! - устройство, управляющее режимом «Передачи-прием» ЭАП 1 и ЭАП 2, С - синхронизирующий генератор, задающий период формирования зондирующей акустической волны, измеритель температуры Т. измеритель плотности р, измеритель давления Р. а также устройство обработки информационного сигнала и управления На рисунке 6 каждый комплект ЭАП условно представлен одним ЭАП 1 и одним ЭАП 2

Рисунок 6 - Структурная схема измерителя массы нефти в нефтепроводах

Зондирующие акустические волны, сформированные ЭАП, распространяются в транспортируемой жидкости

Формируется отрезок времени затрачиваемый акустической волной на прохождение расстояния от одного ЭАП к другому ЭАП Величина промежутка времени и ь затрачиваемая на распространение между парой ЭАП направляется на вход микроЭВМ для размещения в соответствующей ячейке памяти

Функция преобразования предлагаемого измерителя массы Мт0 нефти, транспортируемой по нефтепроводу в течение времени Т, имеет вид

Мто = i—---—] + П Р Т (L^ }

U* f,J I 5АЯ в 'Q + J +1J 4 sm2ff

где N- количество используемых пар электроакустических преобразователей, Ак - коэффициенты полинома Чебышева,

hep, Ь ср - среднее (по всем N ) время распространения акустического сигнала йдоль и против направления потока нефти

Lip- расстояние между местом установки ЭАП и исследуемой плоскостью сечения нефтепровода

Результирующее значение SFv относительной погрешности измерения массы нефти

где ётлт домр, Sv, §г- погрешности учета соответственно вязкости, шютности и скорости потока нефти в канале, включающем пару электроакустических преобразователей, а также времени Т проведения измерения массы нефти

Совместное влияние температуры г и давления Р в трубопроводе

обуславливает погрешность Som

=_3 (А + 2В г>_

1+ А г+В 12+---

к тт LH

где А и В — константы термического расширения материала трубопровода

Исследованы требования к точности плотномера, используемого в предлагаемом массомере

Оценена наибольшая допустимая погрешность измерительного преобразователя плотности при двух вариантах формирования его погрешности

Погрешность плотномера с учетом выявленных воздействий параметров нефти на его показания рь кг/м3 формируется в соответствии с соотношением

р,= р [1+К18 ( /Ш/г20)]+К19 ( /яш-20)

где р -текущее знамени? плотности нефти без коррекции по температуре и давлению, кг/м3,

Ьик- текущее значение температуры нефти в плотномере, °С, К18, К19 - калибровочные константы - коэффициенты коррекции плотномера по температуре, которые определяются при поверке плотномера

Отсюда следует, что остаточное влияние температуры на показания плотномера (с учетом поправки на температурную зависимость) составляет 0,005 кг/(м3 °С)'

В условиях эксплуатации ИИС количества нефти необходимо учесть влияние давления РБИК на показания плотномера Текущее значение плотности нефти в плотномере с учетом коррекции по температуре и давлению р вик, кг/м3

РБИк=Р, (1 + К20 Рьш 0,98) +/а 1 Рьш 0,98

где К20 = K2QA + К20В РБЖ • 0,98, К2\ = К2\А + К1\В Ршк 0,98,

К20А, К20В, К21А, К21В - калибровочные коэффициенты коррекции по давлению плотномера, определяются в ходе калибровки плотномера при его поверке,

0,98 - коэффициент перевода единицы измерения давления кгс/см2

в бар

Калибровочные коэффициенты КО, Kl, К2, К18, К19, К20А, К20В, К21А, К21В определяются для различных продуктах при калибровке плотномеров

Количественно состав погрешностей плотномера иллюстрируется таблицей 1

Таблица 1 - основные источники погрешности плотномера

Источники погрешностей Значения погрешностей

А Первичный эталон 0,05 кг/м3

В Эталон сравнения 0,1 кг/м3

С Инструментальная погрешность (в условиях калибровки) 0,15 кг/м3

Б Температура (без учета поправки показаний ПП) ±0,02 кг/м3/°С

Давление (без учета поправки ПП при 10 МПа) ±0,005кг/м3/бар

Р Скорость распространения звука ±0,000015кг сек м2

Давление (с учетом поправки ПП) ±0,0005кг/м3/бар

в Дол1 овременная стабильность 0,15 кг/м3/год

Температура (с учетом поправки показаний ПП) ±0,005кг/м3/°С

Экспериментально установлено значение результирующей погрешности <•>£,„ < 0,03% для акустического канала, проходящего через центр сечения трубопровода, погрешность S0iip современных плотномеров составляет 0,028%, таков же порядок погрешности цифровых термометров дог, значения погрешностей измерений скорости Sv, и - времени ST зависят от значения тактовой частоты примененного в измерителе массы нефти ВЧ генератора если выбрать эту частоту выше 150 МГц, то ожидаемые 5%, дт< 0 015% Поэтому измеритель массы нефти в нефтепроводах, корректно реализованный в соот-

ветствии с рисунком 6, обеспечит погрешность результатов измерений не более 0,05% даже при наличии внешних воздействующих факторов, вызывающих изменения условий проведения измерений

В пятой главе представлена методика обработки результатов измерений в измерительных каналах ИИС расхода и массы нефти

Метрологическая надежность устройств, предложенных автором и описанных в главах 3 и 4, определяется не только заложенными здесь техническими решениями, но и алгоритмами обработки и интерпретации результатов измерений Массомер, описанный в главе 4, содержит N измерительных каналов, сформированных N парами обратимых электроакустических преобразователей (ЭАП), входы которых подключены к одному источнику информации Можно выделить N М каналов и в расходомере, описанном в главе 3, с помощью которых получаем информацию о средней скорости транспортировки нефти Помехами в каждом канале являются причины, вызывающие изменение парциальной скорости перемещения потока нефти Можно уверенно констатировать наличие взаимной корреляции процессов, проходящих по соседним каналам, это значит что часть информации, проходящей по одному каналу, тождественна части информации, проходящей по другому (соседнему) каналу Такое обстоятельство обусловливает возможность частичного резервирования информационных потоков и при его целесообразном использовании позволяет повысить метрологическую надежность ИИС путем введения в её вычислительный комплекс программ, основу которых составляют алгоритмы определения матриц взаимокорреляционных моментов информационных процессов в измерительных каналах, и автоматическое введение соответствующих поправок в результаты измерений В этом случае качество работы ИИС будет определяться не только приборно-аппаратным совершенством системы, но и качеством её программно-алгоритмической части, не ухудшающейся с течением времени, а также собираемыми для конкретных условий функционирования статистическими данными (это, например, тренды изменения показателей качества нефти) Такие данные позволят прогнозировать длительность интервала времени, в течение которого будет обеспечена требующаяся точность работы ИИС Получаемые таким путем сведения помогут обоснованно устанавливать периоды KMX, а также межповерочные интервалы (МПИ) Последнее обстоятельство особенно актуально, поскольку назрела необходимость пересмотра существующей практики назначения МПИ

Достижение требующегося результата оказывается возможным согласно теории редукции измерений измерение взаимосвязанных (коэффициент корреляции rkj) величин в различных сочетаниях при некоррелированных погрешностях оказывается более точным, чем при измерениях этих же величин по отдельности, при этом среднеквадратическое значение ошибки (СКО) среднего значения, сформированного из двух примерно равных по интенсивности величин (СКО каждой из них имеет величину а) составит

~ О.5

здесь г^ определяемся по известной схеме

" / « А-1 С{ Х-=1

Где х*, - текущее £-ое значение отсчета при г-ом измерении Тогда результирующая погрешность измерения и вычисления средней скорости потока нефти по всему сечению трубопровода составит

С целью дальнейшего снижения СКО измерения и вычисления средней скорости потока нефти можно воспользоваться методом повторного проведения измерений с последующим усреднением Если таких повторений будет #, тогда СКО, определенная без учета взаимокорреляционных связей таких повторных измерений, составит

сг„ =-

р

Для реализации поставленной цели предлагается алгоритм, структура которого приведена ниже

Структура алгоритма обработки данных измерений расхода нефти

1) из ИМ данных измерений парциальных скоростей формируем ц пятерок, для каждой из которых определяем СКО,

2) из ИМ данных измерений выделяем N М- д данных, обработка которых выполняется без учета взаимокорреляционных связей,

3) вычисляем среднюю скорость прохождения потока нефти через сечение трубопровода и соответствующую погрешность СКО,

4) если задача, решаемая с помощью расходомера, состоит в определении объема потока нефти, пересекающего сечение трубопровода в течение Н секунд, тогда повторяем Н раз процесс N М измерений с реализацией позиций 1) 3) и вычислением СКО средней скорости

Результаты расчетов проводимых в ходе апробирования алгоритма представлены на рисунках 7 и 8

0,05 0,045 0,04 -0 035 -0,03 0,025 0,02 0 015 -0,01 -0005 -0

0

0,2

0 6 0,8 1

Рисунок 7 - Погрешность ар =/(гм, ИМ, ф кривая 1 — ИМ= 12, д= 2, кривая 2 - N М = 24, д= 4

О 12 л 0 1 0,08 -0 06 -0,04 0 02 0

\

Я

ю

20

30

40

60

Рисунок 8- Погрешность =/(Н), Н €Е [2, 60] сек кривая 1 - ар = 0,08 %, кривая 2 - ар = 0,15 % Как следует из рисунка 7, увеличение количества каналов позволяет добиться снижения погрешности двукратное увеличение количества каналов измерителя количества жидкости позволяет добиться снижения результирующей погрешности измерения скорости потока нефти в нефтепроводе в 1,5 раза. Так при оценке влияния количества каналов на ар из рисунка 8 следует, что при десятикратном повторении результатов измерений Н происходит снижение СКО результатов измерений в 2,5 раза Таким образом, увеличение количества измерительных каналов ИИС количества нефти и повторение результатов измерений позволяет повысить точность ИИС количества нефти Наименьшим количеством каналов NN1 должно быть не менее 12, количество повторных измерений должно быть не менее 10 при этом точность ИИС количества нефти будет соответствовать перспективным требованиям к образцовым средствам измерения

Разработана методика обработки разностной функции сличения, которая позволяет устанавливать межконтрольные интервалы ИИС количества нефти с учетом реальных условий их эксплуатации

Внедрение работ проводились в ОАО «Приволжскнефтепровод» -алгоритмы повышения метрологической надежности и точности ИИС количества нефти введены в методики выполнения измерений, которые прошли регистрацию в Госреестре РФ, в «ИТЕРА-Самара» - методики учета влияния изменений параметров нефтепровода и неизмеряемых параметров нефти, и обработки результатов измерений, в ОАО «Самаранефтехимавтоматика» -устройство дистанционной поверки ИИС

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В работе получены следующие основные результаты

1) В результате анализа измерений массы нефти с помощью существующих ИИС количества нефти определены основные требования к работе ИИС, обеспечивающие высокую точность измерений массы нефти

2) В результате анализов существующих устройств, реализующих используемые способы измерений массы нефти выбрано один из этих устройств, которое было использовано для разработки (в качестве прототипа) устройства с повышенной точностью измерений объема нефти и устройства измерений массы нефти, устройство определения утечек нефти из нефтепровода

3) Проведены исследования разработанных устройств и определены погрешности измерений количества нефти

4) Показано, что повышение точности измерений массы нефти транспортируемой по нефтепроводу, может быть достигнуто как с помощью повышения точности измерительных преобразователей расхода, входящих в состав ИИС, так и за счет контроля несанкционированных утечек нефти из нефтепровода, что позволяет контролировать эффективность работы нефтепроводного транспорта нефти

5) Проведен анализ степени влияния отдельных составляющих погрешности на результирующую погрешность ИИС массы нефти Основное содержание диссертационной работы изложено в следующих работах:

1 Еремин И Ю Основные источники ошибок в системах измерения количества энегоносителей // Вестник СамГТУ Серия «Технические науки» - Самара, 2005 - № 32, - С 37-41

2 Еремин ИЮ Экспериментальные исследования информационно-измерительных систем энергоносителей // Вестник СамГТУ Серия «Технические науки» -Самара. 2006 - № 40, - С 71-74

3 Еремин И Ю , Зорин Ю В Оценка рисков потребителя и поставщика энегоносителей // Измерительная техника - Москва, 2004 -№ 7, -С 23-24

4 Патент № 2291345 РФ, МПК П70 5/02 Устройство для определения места и времени появления утечек в магистральных трубопроводах / Еремин ИЮ, Игошин ЕК - № 2005114202, заявл 11 05 2005, опубл 10 01 2007, бюл № 1

5 Еремин И Ю Новые расходомеры // Энергосбережение и экология -Самара, 1999 -№ 12 -С 26-33

6 Еремин И Ю , Зорин Ю В , Измерительные задачи при энергетическом обследовании предприятий Самарской области // Энергосбережение и экология -Самара, 2001 -№ 10 - С 44- 47

7 Еремин И Ю , Зорин Ю В , Измерительные задачи при энергетическом обследовании предприятий Самарской области //Доклад III Научно-технической конференции «Метрологическое обеспечение учета энергетических ресурсов» - М ВНИИМС, 2001 -С 116-121

8 Еремин И Ю Эмпирическая оценка качества информационно-измерительной технологии в сфере учета энергоносителей // Тезисы доклада Международной научно-технической конференции «Информационные, измерительные и управляющие системы (ИИУС-2005)»-Самара СамГТУ, 2005-С 174-175

9 Еремин ИЮ Исследование метрологических характеристик турбинного преобразователя расхода / Сборник докладов IV Всероссийской научно-практической конференции «Нефтегазовые и химические технологии» - Самара СамГТУ, 2007-С 126-130

10 Еремин И Ю Исследование метрологических характеристик ультразвукового расходомера / Сборник докладов IV Всероссийской научно-практической конференции «Нефтегазовые и химические технологии» -Самара СамГТУ, 2007 - С 121-125

11 Еремин И Ю Исследования правильности и достоверности установления межповерочного интервала ИИС / Сборник докладов IV Всероссийской научно-практической конференции «Нефтегазовые и химические технологии» - Самара СамГТУ, 2007 -С 115-120

Автореферат отпечатан с разрешения диссертационного совета Д 212 217 03 ГОУВПО «Самарский государственный технический университет» Протокол № 12 от 5 октября 2007 г

Заказ № 699 Отпечатано на ризографе Тираж 100 экз

Самарский государственный технический университет Отдел типографии и оперативной печати 443100, г Самара, Молодогвардейская ул 244, Главный корпус

Введение

1 Анализ условий эксплуатации информационно-измерительных систем количества нефти в магистральных нефтепроводах

1.1 Эксплуатационные характеристики магистрального нефтепровода

1.2 Обобщенная схема ИИС

1.3 Оценка соответствия условий эксплуатации и поверки ИИС

1.4 Требования к условиям эксплуатации ИИС для повышения их точности и метрологической надежности

1.5 Обработка результатов измерений ИИС и определение погрешности

1.6 Выводы к первому разделу

2 Исследование метрологических характеристик существующих ИИС

2.1 Постановка задачи исследования метрологических характеристик существующих ИИС

2.2 Функция преобразования ИИС с ТПР

2.3 Результаты исследования функции преобразования

ИИС с ТПР

2.4 Экспериментальные исследования ИИС

2.4.1 Аппаратура для проведения экспериментальных исследований

2.4.2 Обработка данных измерений

2.4.3 Обработка ансамбля трендов РФС

2.4.4 Результаты экспериментальных исследований ТПР

2.5 Функция преобразования ИИС с УПР 88 Выводы ко второму разделу

3 Разработка и исследование расходомера для ИИС объема нефти в трубопроводах 97 3.1 Постановка задачи исследования метрологических характеристик расходомера ИИС

3.2 Диффузия вихря в потоке нефти

3.3 Описание существующих устройств

3.4 Описание предложенного устройства

3.5 Исследование точности работы предложенного устройства

3.6 Разработка структуры расходомера с коррекцией погрешностей, вызванных влиянием ВВФ за счет изменения качества нефти

3.7 Выводы к третьему разделу

4 Разработка и исследование расходомера ИИС массы нефти в трубопроводах

4.1 Описание предложенного устройства

4.2 Исследование точности предложенного устройства

4.3 Требования к точности плотномера, используемого в ИИС потребителя нефти

5 Методика обработки результатов измерений ИИС в измерительных каналах расхода и массы нефти

5.1 Постановка задач и исследования

5.2 Алгоритмы обеспечения метрологической надежности ИИС

5.2.2 Структура алгоритма взаимокорреляционной обработки сигналов

Нефтепроводный транспорт Российской федерации является одним из самых крупнейших нефтепроводных транспортов мира. Имея протяженность несколько тысяч километров, он обеспечивает нефтью многие сотни потребителей, к которым относятся крупнейшие предприятия СНГ и Европы. В настоящее время ведется интенсивное строительство ещё одной ветви магистрального нефтепровода (нефтепровод), соединяющего РФ с Китаем и Японией.

Огромный объем перекачиваемой нефти требует грамотно организованной системы её учёта. Учет продажи и покупки нефти осуществляется при помощи информационно-измерительных систем (ИИС) массы и объема энергопродуктов (нефть), расположенных на нефтепроводе в различных его точках, как на стороне поставщика, так и на стороне потребителя. При этом обе стороны заинтересованы в высокоточном измерении количества нефти, так как в противном случае они могут понести значительные материальные потери. Например, при цене нефти 78 долларов за баррель и прокачке 300 миллионов тонн нефти в год экономический эффект от снижения погрешности измерения массы на 0,1 % составит 141,3 млн. долларов в год.

Точность ИИС определяется многими факторами, основными из которых являются - влияние температуры окружающей среды; изменение неизмеряемых параметров нефти, таких как, наличие газов, воды, механических примесей, растворенных парафинов, серы, вязкости и т.д.; изменение параметров нефтепровода.

Эти причины связаны с тем, что по нефтепроводу перекачиваются последовательно различные партии нефти. Партия нефти формируется поставщиком при закачке нефти в нефтепровод. Свойства нефти каждой партии формируются и контролируются поставщиком в процессе ее подготовки к отправке потребителю. После отгрузки очередной партии нефти поставщик формирует последующую партию нефти, как правило, имеющую новый состав. Кроме того, на условия проведения измерений массы нефти оказывает влияние температурная зависимость свойств нефти, возникающая при климатических воздействиях окружающей среды на нефтепровод, а также, состояние нефтепровода, по которому эта нефть транспортируется.

Разработанные методики поверки ИИС не учитывают многие из указанных факторов. Поэтому в процессе работы у ИИС снижается её метрологическая надежность, увеличивается результирующая погрешность, тренд которой направлен на занижение значения объема прокачиваемой нефти из-за осаждения парафина и других веществ на чувствительных элементах ИИС и изменения профиля потока нефти в нефтепроводе. Действующая нормативная документация не учитывает действие этих факторов в условиях эксплуатации ИИС. Поэтому необходимо провести детальный теоретический и экспериментальный анализ диапазона изменения указанных выше факторов и оценить влияние их на используемые при перекачке нефти ИИС, определить пределы изменения результирующей погрешности, и разработать методику выбора межповерочного интервала.

Применяемые в настоящее время на магистральных нефтепроводах ИИС количества нефти используют в своем составе турбинные (ТПР) и ультразвуковые (УПР) преобразователи расхода, которые в силу вышеперечисленного не обеспечивают требуемой точности. Подвижный элемент ТПР взаимодействует с движущимся потоком нефти, что вызывает изменение профиля потока в районе турбинки и приводит к снижению точности результатов измерений. Чувствительные элементы УПР не охватывают полностью профиль потока, а также его изменения в контролируемом сечении нефтепровода. За счет этого снижается точность результатов измерений.

Таким образом, теоретические и экспериментальные исследования влияния вышеперечисленных факторов на результирующую погрешность ИИС количества нефти, определение предельно допустимых минимальных значений результирующей погрешности ИИС и создание высокоточных информационно-измерительных систем массы и объема перекачиваемой нефти является задачей актуальной и своевременной. Необходимым условием высокоточной работы ИИС количества нефти является эффективный контроль её метрологических характеристик, что может быть обеспечено при формировании метрологического запаса по точности образцовых средств поверки по отношению к точности рабочих средств измерений [4].

Цель работы.

Целью диссертационной работы являются:

• экспериментальное определение диапазона изменения неизмеряемых параметров нефти и изменяющихся параметров нефтепровода;

• оценка их влияния на результирующую погрешность ИИС количества нефти;

• создание высокоточных ИИС массы и объема нефти.

Для достижения поставленной цели в диссертационной работе были поставлены и решены следующие задачи:

1 Проведены экспериментальные исследования изменений неизмеряемых параметров нефти, что не учитывается в требованиях существующих нормативных документов.

2 Проведен анализ влияния изменений неизмеряемых параметров нефти на результирующую погрешность ИИС количества нефти.

3 Проанализированы потенциальные возможности повышения точности известных ИИС, основанных на применении турбинных преобразователей расхода и ультразвуковых преобразователей расхода, что позволило определить минимально достижимые значения их погрешности.

4 Разработаны информационно-измерительные системы на основе ультразвуковых преобразователей расхода, обеспечивающие высокоточные измерения объема нефти, транспортируемой по нефтепроводу. Исследованы влияния изменений параметров нефти и профиля потока на результирующую погрешность измерителей объема.

5 Разработан высокоточный ультразвуковой измеритель массы нефти и проведены исследования влияния параметров нефти и профиля потока на его результирующую погрешность.

6 Разработана методика выбора межповерочного интервала с учетом реальных условий эксплуатации ИИС.

7 Сформирована методика обработки данных измерений количества нефти, обеспечивающая повышение точности учета нефти.

Методы исследования

При решении задач, поставленных в диссертационной работе, использовались методы математического моделирования, статистического анализа, информационно-измерительной техники, теории погрешности.

Научная новизна.

1 На основании обработки статистических данных определен диапазон изменения неизмеряемых параметров нефти, транспортируемой по нефтепроводу, который позволяет определить предельные возможности по точности существующих ИИС количества нефти.

2 Показано, что межповерочный интервал, назначенный на основании требований действующих нормативных документов, в большинстве случаев, является завышенным, что приводит к снижению метрологической надежности ИИС количества нефти. Сформированы условия выбора межповерочного интервала ИИС.

3 На основании исследования функции преобразования ИИС с ТПР, подверженной влиянию неизмеряемых параметров нефти и параметров нефтепровода, получено предельно достижимое минимальное значение погрешности ИИС количества нефти, что ограничивает их использование в случае, когда требуется высокая точность.

4 Разработана информационно-измерительная система с УПР, которая обеспечивает высокоточные измерения объема нефти, транспортируемой по нефтепроводу. Исследованы влияния изменений параметров профиля потока нефти на результирующую погрешность измерителя объема

5 Разработан высокоточный ультразвуковой измеритель массы нефти и проведены исследования влияния параметров нефти и профиля потока на его результирующую погрешность.

6 Сформирована методика обработки данных измерений количества нефти, обеспечивающая повышение точности учета нефти.

Практическая ценность работы.

Разработанные ИИС массы и объема транспортируемой нефти благодаря своей высокой точности позволяют получить значительный экономический эффект. Разработанные методики оценки результирующей погрешности и выбора межповерочного интервала найдут широкое применение при проектировании и эксплуатации ИИС количества любого жидкого продукта.

Апробация работы.

Основные идеи и результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на следующих научных конференциях и научно-технических советах: а) выступление на научно-техническом комитете Госстандарта РФ, (Москва 1999), б) обмен опытом с экспертом из Национального Метрологического института Нидерландов по вопросу метрологической надежности средств измерений расхода, проводившийся в ходе производственного совещания, организованного зарубежной фирмой-изготовителем УПР (Дордрехт, королевство Нидерланды, 1999), в) участие в III Всероссийской научно-технической конференции «Метрологическое обеспечение учета энергетических ресурсов», ФГУП «ВНИМС» (Москва 2001), доклад «Измерительные задачи при энергетическом обследовании предприятий Самарской области» [75], г) участие в Международной научно-технической конференции «Информационные, измерительные и управляющие системы (ИИУС-2005)», тезисы доклада «Эмпирическая оценка качества информационно-измерительной технологии в сфере учета энергоносителей» [76], д) участие в IV Всероссийской научно-практической конференции «Нефтегазовые и химические технологии» СамГТУ (Самара 2007), доклады:

1 «Исследование метрологических характеристик ультразвукового расходомера» [78];

2 «Исследование метрологических характеристик турбинного преобразователя расхода» [77];

3 «Исследования правильности и достоверности установления межповерочного интервала ИИС» [79]. е) Разработанная автором методика определения параметров нефтепровода обсуждалась на рабочем совещании ОАО «Самаранефтехимавтоматика», с вынесением решения о практическом ее использовании.

Реализация результатов работы.

Алгоритмы повышения метрологической надежности и точности ИИС количества нефти были введены в методики выполнения измерений ОАО «Приволжскнефтепровод», которые прошли регистрацию в Госреестре РФ.

Методики учета влияния изменений параметров нефтепровода и неизмеряемых параметров нефти, и обработки результатов измерений внедрены на предприятии «ИТЕРА-Самара».

Устройство дистанционной поверки ИИС внедряется на производственных участках ОАО «Самаранефтехимавтоматика».

Личный вклад.

Основные научные результаты, содержащиеся в диссертационной работе и в публикациях, получены автором самостоятельно и под руководством научного руководителя.

Публикации

Основные результаты работы опубликованы в одиннадцати печатных работах:

Структура и объем диссертационной работы.

Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, содержит 170 страниц основного текста, 40 рисунков, 32 таблицы, список литературы из 79 наименований.

Выводы к четвертому разделу:

• в предложенном массомере реализована автоматическая корректировка его результатов измерений по показаниям плотномера и термометра и это позволило обеспечить малую, практически незаметную, зависимость точности массомера от р и т;

• величина погрешности измерений массомера определяется количеством измерительных трактов (каналов N измерений массы нефти). Если тактовую частоту таймера повысить в два раза и количество N установить = 25 , тогда ёу = 0,05% и <5^ составит 0,075%. Согласно [3] установлены требования к относительной погрешности измерения массы нефти:

• ± 0,2 5% - при косвенном методе динамических измерений;

• ± 0,40 % - при косвенном методе статических измерений. Учитывая требования [3], исследуемый измеритель массы нефти может быть применен как образцовое средство измерений массы нефти для поверки ИИС;

• отметим важную особенность предлагаемого массомера - это единственное устройство, обеспечивающее точную работу при деформациях сечения трубопровода.

5 МЕТОДИКА ОБРАБОТКИ РЕЗУЛЬТАТОВ ИЗМЕРЕНИЙ ИИС В ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ КАНАЛАХ РАСХОДА И МАССЫ НЕФТИ.

5.1 Постановка задачи исследования.

Метрологическая надежность устройств, предложенных автором и описанных в разделах 3 и 4, определяется не только заложенными здесь техническими решениями, но и алгоритмами обработки и интерпретации результатов измерений. Массомер, описанный в разделе 4, содержит N измерительных каналов, сформированных N парами обратимых электроакустических преобразователей (ЭАП), входы которых подключены к одному источнику информации. Можно выделить ИМ каналов и в расходомере, описанном в разделе 3, с помощью которых получаем информацию о средней скорости транспортировки нефти. Помехами в каждом канале являются причины, вызывающие изменение парциальной скорости перемещения потока нефти. Можно уверенно констатировать наличие взаимной корреляции процессов, проходящих по соседним каналам; это значит что часть информации, проходящей по одному каналу, тождественна части информации, проходящей по другому (соседнему) каналу. Такое обстоятельство обусловливает возможность частичного резервирования информационных потоков и при его целесообразном использовании позволяет повысить метрологическую надежность ИИС путем введения в её вычислительный комплекс программ, основу которых составляют алгоритмы определения матриц взаимокорреляционных моментов информационных процессов в измерительных каналах, и автоматическое введение соответствующих поправок в результаты измерений [65, 66]. В этом случае качество работы ИИС будет определяться не только приборно-аппаратным совершенством системы, но и качеством её программно-алгоритмической части, не ухудшающейся с течением времени, а также собираемыми для конкретных условий функционирования статистаческими данными (это, например, тренды изменения показателей качества нефти). Такие данные позволят прогнозировать длительность интервала времени, в течение которого будет обеспечена требующаяся точность работы ИИС. Получаемые таким путем сведения помогут обоснованно устанавливать периоды KMX, а также межповерочные интервалы (МПИ). Последнее обстоятельство особенно актуально, поскольку назрела необходимость пересмотра существующей практики назначения МПИ [31].

5.2 Алгоритмы обеспечения метрологической надежности ИИС. Общие требования к разработке алгоритмов, предназначенных к реализации в устройствах с цифровой обработкой сигналов.

Такие алгоритмы должны быть снабжены защитой от распространения и накопления ошибок. Ошибки в исходной информации возникают из-за неточности измерений и ограничивают точность результата вычислений инвариантно к методу проведения вычислений. Другие типы ошибок - из-за ограничения и округления текущих расчетных показателей - зависят от примененного вычислительного метода, причем погрешность симметричного округления в среднем вдвое меньше погрешности ограничения [67]. Проведение вычислительных процедур любой сложности с применением средств вычислительной техники в результате сводится к выполнению некоторого объема четырех арифметических действий.

В дальнейшем рассмотрим процесс обработки результатов измерений по множеству N каналов, состоящий в сопоставлении (в согласованном заранее смысле) сигналов л:/ и Xj, где i,j eN. Пусть л:п/ и xnj - величины лс,- и Xj с включением в них абсолютных ошибок соответственно xouli и х0Ш]. Ошибка суммирования с учетом изложенного составит xouti "Ь xoluj. (5.1)

При вычитании абсолютная ошибка составит разности и xnj

Хр— xouli - х0Ш]. (5-2)

Абсолютная ошибка произведения определится так: результат умножения

X] (-^п/ + ЭС0Ш\)( Xпу + Хош^) Хц1 Хц/ + ЛГП¡Хдиу "I" Хп]Хиш1 + Х0щХ0 учитывая, что Х0Ш]Х0Ш-,« хп;, лгпу-, получаем ошибку произведения ХП ~ ХщХдщ + ХП]Х0Ш1 . (5.3)

Запишем процедуру деления

X; Х„. 4" X

X. X + X .

П] ОШ]

X. + X., 1

X . У

Выражение в скобках представим в виде ряда Тейлора 1 х X X

ОШ] У

2 / V

ОШ] Х'У J /

С учетом ХОШ)ХОШ1«ХП},Хпу запишем ошибку процесса деления

-х

ОШ] 2 п3

5.4)

Используя (5.1).(5.4), можно в требующийся вычислительный алгоритм вносить коррекцию, блокировку распространения и накопления ошибок, при этом определение величин, записанных здесь как х0Ш}, хош-,,хп-,, хпу, описано в разделах 3 и 4 данной работы.

5.2.2 Структура алгоритма взаимокорреляционной обработки сигналов.

В общем случае измерительный канал формирует совокупность (вектор) {хП1,хП2,. хпу,л^}, которая попарно обрабатывается в устройстве (это устройство может быть реализовано программным путем), называемом «коррелятор», на выходе которого образуются матрицы корреляционных моментов требующихся взаимосвязанных параметров и мешающих воздействий, и все это представляет многомерный образ условий работы ИИС. В результате анализа этого образа вычисляется величина корректирующего воздействия, цель которого обеспечить: ч } — { -^Ь 1 >•••» }•

Достижение требующегося результата оказывается возможным согласно теории редукции измерений [68, 69]: измерение взаимосвязанных (коэффициент корреляции гу) величин в различных сочетаниях при некоррелированных погрешностях оказывается более точным, чем при измерениях этих же величин по отдельности, при этом среднеквадратическое значение ошибки (СКО) среднего значения, сформированного из двух примерно равных по интенсивности величин (СКО каждой из них имеет величину а), составит

0,5.^2(1-1^1), (5.5) здесь гк]- определяется по известной схеме [67]: г =— к/

Тгт-'

V " и

Ь = ~ XI {ХпЦ ~ хср/ ХХ«4/ ~ ХсР1)'

1 9

Рассмотрим формирование результирующей погрешности измерения для расходомера, описанного в разделе 3. Ковариация г^ в реальных системах убывает с увеличением расстояния между парциальными площадками 5/ и 5/. Поэтому учет взаимокорреляционных связей будем проводить для площадок, непосредственно примыкающих друг к другу. В УУМ данных измерений парциальных скоростей, отнесенных к поверхности виртуального сечения трубопровода, выделим позицию, отнесенную к парциальной площадке 5/, которую со всех сторон окружают: 5/+/, »У/./, В этом случае среднее значение скорости потока нефти, перемещающегося через пять площадок ф, 5,-./, 5)+/, будет измерено и вычислено с СКО а^:

5.6) ной обработки, составит NM- q. Тогда результирующая погрешность измерения и вычисления средней скорости потока нефти по всему сечению трубопровода составит: сг сг„ =

• (1 - г. )+ NM - 5q . (5.7) ЫМ

С целью дальнейшего снижения СКО измерения и вычисления средней скорости потока нефти можно воспользоваться методом повторного проведения измерений с последующим усреднением. Если таких повторений будет Н, тогда СКО, определенная без учета взаимокорреляционных связей таких повторных измерений, составит:

5-8)

Структура алгоритма обработки данных измерений расхода нефти:

1) из М/ данных измерений парциальных скоростей формируем q пятерок, для каждой из которых определяем СКО по (5.6);

2) из NN1 данных измерений выделяем ТУМ- q данных, обработка которых выполняется без учета взаимокорреляционных связей;

3) вычисляем среднюю скорость прохождения потока нефти через сечение трубопровода, погрешность (СКО) вычисления определяется (5.7);

4) формирование «машинного» алгоритма, реализующего позиции 1).3), выполняем с применением соотношений (5.1),.,(5.4);

5) если задача, решаемая с помощью расходомера, состоит в определении объема потока нефти, пересекающего сечение трубопровода в течение Я секунд, тогда повторяем Н раз процесс УУМ измерений с реализацией позиций 1).4) и вычислением средней скорости с СКО, определяемой по (5.8).

Результаты расчетов по (5.7) и (5.8) при различных N.М, q, Н и а = 0,15 % представлены на рисунках 5.1 и 5.2.

-г 0,05 UP

0,045 -0,04 -0,035 -0,03 -• 0,025 -0,02 -0,015 -0,01 -0,005 -0 -0

Рисунок 5.1 - Зависимость <тр =Дгд, NM, q) график 1 - NM = 12, q= 2; график 2 - NM = 24, q= 4

0,12 -i

GlH

0,1 -0,08 -0,06 -0,04 -0,02

0 40

Рисунок 5.2 - Зависимость «г^//= Н е [2, 60] сек. график 1 - ор = 0,08 %, график 2 - ор = 0,15 %.

Вывод. Увеличение количества каналов NM позволяет добиться снижения погрешности. Двукратное увеличение количества каналов расходомера позволяет добиться полуторократного снижения результирующей погрешности измерения скорости потока нефти в нефтепроводе. Десятикратного повторения результатов измерений достаточно для снижения СКО результатов измерений в 2,5 раза. Таким образом, увеличение количества измерительных каналов ИИС и повторение результатов измерений позволяет повы

0,2 0.4 0,6 0.8

1 ГУ Н

-г

10 20 30 40 50 60 сить точность ИИС. Наименьшим количеством каналов ЫМ должно быть не менее 12, количество повторных измерений должно быть не менее 10.

Диссертационная работа посвящена решению актуальной задачи [74, 75] создания информационно-измерительной системы, позволяющей повысить точность и метрологическую надежность измерений массы нефти.

Проанализированы источники погрешности измерений массы нефти при использовании существующих ИИС. Разработаны математические модели устройств, реализующие известные способы измерений объема нефти.

Разработаны устройства, позволяющие повысить точность измерений объема нефти, а также массы нефти. Разработан способ и устройство определения утечек нефти из нефтепровода, что позволяет использовать его в качестве измерительного канала в составе ИИС, для повышения точности измерений массы нефти (путем учета утечек нефти при транспортировке ее по нефтепроводу).

В работе получены следующие основные результаты:

1) В результате анализа измерений массы нефти с помощью существующих ИИС определены основные требования к работе ИИС, обеспечивающие высокую точность измерений массы нефти.

2) В результате анализов существующих устройств, реализующих используемые способы измерений массы нефти выбрано один из этих устройств, которое было использовано для разработки (в качестве прототипа) устройства с повышенной точностью измерений объема нефти и устройства измерений массы нефти, устройство определения утечек нефти из нефтепровода

3) Проведены исследования разработанных устройств и определены погрешности измерений количества нефти.

4) Показано, что повышение точности измерений массы нефти транспортируемой по нефтепроводу, может быть достигнуто как с помощью повышения точности измерительных преобразователей расхода, входящих в состав ИИС, так и за счет контроля несанкционированных утечек нефти из нефтепровода, что позволяет контролировать эффективность работы нефтепроводного транспорта нефти.

5) Проведен анализ степени влияния отдельных составляющих погрешности на результирующую погрешность ИИС массы нефти.

1. РМГ 74-2004 «Рекомендация по государственным стандартам. ГСИ.

2. Методы определения межповерочных и межкалибровочных интервалов средств измерений».

3. ГОСТ Р 51858-2002. Нефть. Общие технические условия.

4. ГОСТ Р 8.595-2004 Национальный стандарт РФ ГСИ. Масса нефтии нефтепродуктов. Общие требования к методикам проведения измерений.

5. Рекомендации по определению массы нефти при учетных оерацияхс применением систем измерений количества и показателей качества нефти. Утверждены приказом Минпромэнерго России от 31.03.2005 г., приказ №69.

6. ГОСТ 8.395-80 ГСИ. «Нормальные условия измерений при поверке.1. Общие положения».

7. Ступина Е.М., Федоров В.Т., Применение депрессорной присадкина МН Уса-Ухта-Ярославль. Трубопроводный транспорт нефти № 4 2006.

8. Государственная система обеспечения единства измерений. Методика выполнения измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 234 ПСП «Кулешовское». Разработана ВНИИР, 2005г.

9. ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. «Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

10. МИ 187-86 ГСИ. «Критерии достоверности и параметры методик поверки».

11. МИ 188-86 ГСИ. «Установление значений параметров методик поверки».

12. Еремин И.Ю., Игошин E.K.,. «Устройство для определения места и времени появления утечек в магистральных трубопроводах». Патент на изобретение № 2291345 от 11.05.2005.

13. Яншин A.B. Определение законов распределения случайных погрешностей вторичных эталонов, Измерительная техника, 2003, №1.

14. Протоколы контроля при периодической проверки подконтрольности выполнения анализа с применением образца контроля (ГСО) в период с 09.0.2- 12.12.2006 г., проводимые ОАО «Ульяновскнефть».

15. ГОСТ Р 51069. Нефть и нефтепродукты. Метод определения плотности, относительной плотности и плотности в градусах API ареометром.

16. ГОСТ 3900-85 Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности.

17. МИ 2153-2003 ГСИ. Плотность нефти. Требования к методикам выполнения измерений ареометром при учетных операциях.

18. ГОСТ 2477-65 ГСИ. Нефть и нефтепродукты. Методы определения содержания воды.

19. ГОСТ 21534-76 Нефть. Методы определения содержания хлористых солей.

20. ГОСТ 6370-83 ГСИ. Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей

21. Государственная система обеспечения единства измерений. Методика выполнения измерений системой измерения количества и показателей качества нефти для пункта приема-сдачи нефти -Похвистнево. Разработана ВНИИР, 2006г.

22. ГОСТ 33-2000 (ИСО 3104-94) Международный стандарт. Нефтепродукты. Прозрачные и непрозрачные жидкости.

23. Определение кинематической вязкости и расчет динамической вязкости.

24. ГОСТ 2177-99 (ИСО 3405-88) Международный стандарт. Нефтепродукты. Методы определения фракционного состава.

25. ГОСТ 1137-75 Нефтепродукы темные, ускоренный метод определения серы.

26. ГОСТ 1437-75 Нефтепродукты темные. Ускоренный в метод определения серы.

27. API 2540 Руководство по нефтяным измерительным стандартам (таблица 54 А, главы с 11.1.54.1 по 11.1.54.3 том 10, первая редакция, август 1980 г, глава 11, раздел 2.1 1984 г. М. Коэффициенты сжимаемости дл я углеводородов, август 1084 г.).

28. Прибор УОСГ 100 СКП. Государственный реестр средств измерений №16776-97.

29. Анализаторы рентгенофлуоресцентные и рентгеноабсорбционные многоканальные энергодисперсионные типа "SPECTRO" серии 600, модели 682(Т), 600L, 644Т, 674Т. Государственный реестр средств измерений №19769-00

30. ГОСТ Р 8.580-2001 ГСИ. Определение и применение показателей точности методов испытаний нефтепродуктов.

31. Государственная система обеспечения единства измерений. Методика выполнения измерений системой измерения количества и показателей качества нефти для пункта приема-сдачи нефти -Похвистнево. Разработана ВНИИР, 2006г.

32. МИ 2187-92 «ГСИ. Рекомендация. Методы определения междоверочных и межкалибровочных интервалов средств измерений».

33. Данилов A.A. Методы установления и корректировки межповерочных и межкалибровочных интервалов средств измерений. Главный метролог, 2005, №6. с.29-36.

34. МИ 1974-2004 Рекомендация «ГСИ. Преобразователи расхода турбинные. Методика поверки».

35. Еремин И.Ю. Основные источники ошибок в системах измерения количества энегоносителей // Вестник СамГТУ Серия «Технические науки».- Самара, 2005. № 32, - С. 37-41.

36. Еремин И.Ю., Зорин Ю.В., Оценка рисков потребителя и поставщика энегоносителей. // Измерительная техника. Москва, 2004. -№ 7, - С. 23-24.

37. Асташенков А.И., Немчинов Ю.В., Лысенко В.Г. Теория и практика поверки и калибровки. М.: Изд-во стандартов, 1994. -142с.:илл.

38. ГОСТ 8.381-80. ГСИ. Эталоны. Способы выражения погрешностей.

39. Бобровников Г.Н., Камышев JT.A. Теория и расчет турбинных расходомеров. -М.: Изд-во стандартов, 1978. 128 е.: илл.

40. Кремлевский П.П. Расходомеры и счетчики количества: справочник- J1.: Машиностроение, 1989. 701 е.: илл.

41. Левин Б.Р. Теоретические основы статистической радиотехники. -М.: Сов.Радио, 1966. 728 е.: илл.

42. МИ 1997-89 Рекомендация. Преобразователи давления измерительные методика поверки.

43. МИ 2591-2000 ГСИ. Преобразователи плотности поточные фирмы The Solatron electronic group Ltd. (Великобритания). Методика поверки.

44. МИ 2615-2000 ГСИ Преобразователи плотности поточные фирмы The Solatron electronic group Ltd. (Великобритания). Методика градуировки.

45. МИ 2653-2001 ГСИ Датчики температуры с унифицированным выходным сигналом. Методика поверки с помощью цифровых микропроцессорных калибраторов температуры серии FNC-Rфирмы АМЕТЕХ, Дания.

46. ОАО «ИМС». Комплекс измерительно-вычислительный «ИМЦ-03». Алгоритмы вычислений. Нефть. Турбинные преобразователи расхода. РХ.320.01.00 АВ.

47. Еремин И.Ю. Экспериментальные исследования информационно-измерительных систем энергоносителей // Вестник СамГТУ Серия «Технические науки».-Самара, 2006.- № 40, С. 71-74.

48. Смышляев В.В. Теоретические исследования и разработка ультразвукового кратно-частотного метода измерения расхода жидких веществ нефти и нефтепродуктов. Тр. Гипровостокнефть "Техника и технология добычи нефти и бурения скважин", Куйбышев, 1980г

49. Пустовойт Б.В. Механика движения жидкостей в трубах. JL: Недра, 1980.- 159с.: илл.

50. Попов Д.Н. Нестационарные гидромеханические процессы М.: Машиностроение, 1982. -240с.: илл.

51. Валландер C.B. Лекции по гидроаэромеханике Л.: ЛГУ, 1978. -296с.: илл.

52. Галлямов А.К., Мирзаджанзаде А.Х., Марон В.И., Юфин В.А. Гидродинамика трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов-М.: Недра, 1984. 287с.: илл.

53. Левин А.Д. Определение характеристик взвеси частиц по спектрам малоугольного рассеяния света. Измерительная техника, 2006, №1, с.57.

54. Патент № 2169906 РФ, МПК G01 F 1/66, опубл. 2001.06.27.

55. Патент № 2215267 РФ, МПК G01 F 1/712, опубл. 2003.10.27.

56. Решение о выдаче патента на изобретение: «Измеритель объема жидкости, транспортируемой по нефтепроводу», от 26.09.2007 г.,

57. Пыльнов Ю.В., Перно Ф., Преображенский В.Л. Детектирование движущихся объектов и потоков в жидкости с помощью обращения волнового фронта ультразвука. Акустический журнал, 2005, т. 51, №1, с. 128-132.

58. Кравченко В., Риккен М. Измерения расхода с помощью кориолисовых расходомеров в случае двухфазного потока. Законодательная и прикладная метрология, 2006, №4, с.37-44.

59. Кобелев Ю.А. К вопросу определения параметров микрочастиц в жидкости, ответственных за монопольное рассеяние звука. Акустический журнал, 2004, т. 50, №6, с.808-812.

60. Каневский И.Н. Фокусирование звуковых и ультразвуковых волн. М.: Наука, 1977.-336с.: илл.

61. Брылев А.П., Крутянский Л.М., Преображенский В.Л. Обращение волнового фронта ультразвуковых пучков. Успехи физических наук, 1998, т. 168, №8, с.877-890/

62. Зверев В.А. Получение изображения акустической антенной через слой неоднородностей, Акустический журнал, 2004, т. 50, №1, с. 62-67.

63. Еремин И.Ю., Куликовский К.Л. «Измеритель массы жидкости, транспортируемой по нефтепроводу» уведомление о поступлении и регистрации заявки № 2007111246 от 25.03.2007 г

64. Зинин Г.А., Рябков Ю.В., Брюханов В.А. Проблемы метрологического обеспечения процедур измерения плотности нефти в системах магистрального нефтепроводного транспорта нефти. Законодательная и прикладная метрология, 2006, №5, с. 1723.

65. Техническая документация фирмы "8о1аг1гоп". Плотномеры.

66. Бобровников Г.Н., Камышев J1.A. Теория и расчет турбинных расходомеров -М.: Изд-во стандартов, 1978. 128 е.: илл.

67. Вахрушева Ю.Ю., Скрипка B.JL, Лунева М.В., Повышение метрологической надежности ИИС при использовании взаимокорреляционной обработки сигналов измерительных каналов. Измерительная техника, 2006, №3, с Л 5.

68. Зграф И.А., Новицкий П.В. Оценка погрешностей результатов измерений. Л.: Энергоатомиздат, 1985. - 248 с.

69. Мак-Кракен Д., Дорн У. Численные методы и программирование на фортране. М.: Мир. 1977. - 584 е.: илл.

70. Вентцель Е.С. Теория случайных процессов и её инженерные приложения.-М.: Наука, 1991.-752с.: илл.

71. Корн Г., Корн Т, Справочник по математике для научных работников и инженеров. М.: Наука, 1970. - 720с.: илл.

72. Wu F, Thomas J.L, Fink M. Trans. IEEE, 1992, v.39, p.567.

73. Ohno M., Takagi K. Appl. Phys. Lett. 1996, v.69, p.3483.

74. Manus Henry. Self-validating digital Coriolis mass flow meter, Computing and Control Engineering journal, Oct. 2000.

75. Еремин И.Ю. Новые расходомеры // Энергосбережение и экология. Самара, 1999. - № 12. -С. 26-33.

76. Еремин И.Ю., Зорин Ю.В., Измерительные задачи при энергетическом обследовании предприятий Самарской области // Энергосбережение и экология. Самара, 2001.-№ 10.- С. 44- 47.

77. Еремин И.Ю., Зорин Ю.В., Измерительные згдачи при энергетическом обследовании предприятий Самарской области //Доклад III Научно-технической конференции «Метрологическое обеспечение учета энергетических ресурсов».- М.: ВНИИМС, 2001.-С. 116-121.

78. Еремин И.Ю. Эмпирическая оценка качества информационно-измерительной технологии в сфере учета энергоносителей //

79. Тезисы доклада Международной научно-технической конференции «Информационные, измерительные и управляющие системы (ИИУС-2005)».-Самара: СамГТУ, 2005.-С. 174-175.

80. Еремин И.Ю. Исследование метрологических характеристик турбинного преобразователя расхода. / Сборник докладов IV Всероссийской научно-практической конференции «Нефтегазовые и химические технологии».- Самара: СамГТУ, 2007.-С. 126-130.

81. Еремин И.Ю. Исследование метрологических характеристик ультразвукового расходомера. / Сборник докладов IV Всероссийской научно-практической конференции «Нефтегазовые и химические технологии». Самара: СамГТУ, 2007.- С. 121-125.

82. Еремин И.Ю. Исследования правильности и достоверности установления межповерочного интервала ИИС. / Сборник докладов IV Всероссийской научно-практической конференции «Нефтегазовые и химические технологии» Самара: СамГТУ, 2007.-С. 115-120.

83. Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии

84. ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ

85. САМАРСКИЙ ЦЕНТР СТАНДАРТИЗАЦИИ, МЕТРОЛОГИИ И СЕРТИФИКАЦИИ»пр. Карла Маркса, 134, г. Самара 443013 Тел: (846) 336 08 - 27, тел/факс: (846) 336-15-54 Е-та11:5тгс5т@затт^.ги

86. ОБЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ1. ИТЕРА-Сашра:

87. Настоящим актом подтверждается, что разработанные аспирантом кафедры Информационно-измерительная техника Самарского государственного технического университета Ереминым И.Ю.:

88. Методика учета изменения параметров нефтепровода и неизмеряемых параметров нефти при измерениях количества нефти;

89. Методика обработки данных измерений количества нефти, обеспечивающая повышение точности учета нефти,были апробированы на предприятии ООО «ИТЕРА-Самара» совместно с СИКН-1204. При использовании данных методик погрешность снизилась с 0,23% до 0,15%.

90. Главный метролог ООО «ИТЕРА-Самара»•ngB11л1. САМАРАНЕФТЕХИМАВТОМАТИКА

91. ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО1. АКТвнедрения устройства контроля параметров нефтепровода, разработанного в диссертационной работе:

92. Повышение точности и метрологической надежности информационно-измерительных систем количества нефти в магистральных нефтепроводах» Еремина И.Ю аспиранта кафедры «ИИТ» СамГТУ.

93. Учитывая это обстоятельство, ОАО

94. Самарнефтехимавтоматика» приняло решение рекомендовать к внедрению этого устройства на своих производственных участках.1. Главный инженер

95. ОАО «Самаранефтехимавтоматика1. Хритин А.А.

96. Тел. (846)336-68-23 Факс (846) 263-29-44 E-mail: sekr snha@snha rosncft.ru Интернет сайт www.snha.samara.ru