Оценка соответствия условий эксплуатации и поверки информационно-измерительных систем количества нефти в магистральных нефтепроводах

И. А. Абдуллин, Н. И. Лаптев, Ю. В. Зорин,

И. Ю. Еремин, Г. Г. Богатеев

ОЦЕНКА СООТВЕТСТВИЯ УСЛОВИЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ И ПОВЕРКИ

ИНФОРМАЦИОННО-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ СИСТЕМ КОЛИЧЕСТВА НЕФТИ

В МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДАХ

Ключевые слова: информационно-измерительные системы, контроль метрологических характеристик, поверка измерительного канала, внешние воздействующие факторы.

Проведен анализ условий эксплуатации и поверки информационноизмерительных систем для учета количества нефти в магистральных нефтепроводах; определены основные направления совершенствования средств измерений.

Keywords: information-measuring systems, the control of metrological characteristics, checking of the

measuring channel, external influencing factors.

The analysis of operation and checking of information-measuring systems conditions for the account weight and volume oil in the main oil pipelines is lead; the basic directions perfection means of measurements are certain.

Введение

Для доставки нефти от поставщика, осуществляющего ее добычу и подготовку, к потребителю нефти используется разветвленная сеть нефтепроводного транспорта. Контроль количества нефти, транспортируемой по нефтепроводу, осуществляется с помощью информационно-измерительных систем (ИИС), расположенных на нефтепроводе. В основную задачу нефтепроводного транспорта входит доставка нефти практически без потерь от поставщика к потребителям. Успешное решение этой задачи обеспечивается при высокой точности и метрологической надежности ИИС, которые достигаются при учете влияния на ИИС следующих факторов:

- климатические воздействия окружающей среды;

- неизмеряемые параметры нефти, транспортируемой по нефтепроводу;

- параметры нефтепровода.

Существующие методы поддержания нефтепровода в работоспособном состоянии предполагают использование специальных снарядов, помещаемых внутрь нефтепровода и движимых с потоком нефти: это, как правило, скребок, предназначенный для зачистки внутренней поверхности нефтепровода от отложений и инородных тел, содержащихся в нефти. Практика применения скребка показывает, что к моменту прохода снаряда к точке расположения ИИС после зачистки участка нефтепровода, на чувствительные элементы ИИС неизбежно попадают инородные тела, находившиеся на стенках нефтепровода, которые могут исказить работу ИИС.

Работоспособность участков нефтепровода в местах, где расположены ИИС, поддерживается методом диагностики стенок, швов и стыков нефтепровода. Очистка отложений производится периодически с помощью дренирования нефти (летом) или

пропаривания нефтепровода (зимой). Периодичность пропаривания в зимнее время года составляет около двух месяцев, что не позволяет обеспечить высокую точность и метрологическую надежность ИИС.

Таким образом, влияние климатических воздействий окружающей среды, неиз-меряемых параметров нефти и условий эксплуатации нефтепровода на точность и метрологическую надежность существующих ИИС, являются определяющими.

Цель данной статьи - сформировать требования к перспективным ИИС и условиям их эксплуатации.

Оценка соответствия условий эксплуатации и поверки ИИС

Авторы провели в соответствии с [1, 2] испытания ИИС на пунктах приема-сдачи нефти (ПСП) - Похвистнево и ПСП «Кулешовское», по результатам которых выявлены условия эксплуатации ИИС.

Рис. 1 - Суточная динамика параметров нефти для пункта приема-сдачи нефти «Кулешовское» (лето, 2008 г.): 1 - температура, 0С; 2 - кинематическая вязкость при 20 0С, сСт; 3 - плотность при 20 0С, кг/м

Кинематическая вязкость нефти в нефтепроводе на ПСП «Кулешовское» летом составляет от 3 до 6 сСт, а зимой - до 90 сСт.

Для предотвращения застывания нефти в нефтепроводе ее подогревают. На ПСП Похвистнево вязкость нефти поддерживается не более 50 сСт в течение всего времени года. Аппаратура и методы обработки данных измерений описаны в [3]. Результаты проведенных исследований представлены на рисунке 1.

Погрешность ИИС в условиях эксплуатации с течением времени изменяется, как правило, возрастает. Для компенсации роста погрешности и корректировки MX проводится поверка ИИС, периодичность которой установлена межповерочным интервалом (МПИ).

Поверка ИИС представляет собой совокупность измерительных процедур, проводимых с целью контроля соответствия MX ИИС требованиям нормативных документов к предельным значениям MX и пригодности ИИС к дальнейшей эксплуатации.

Обзор условий проведения поверки начнем с рассмотрения порядка установления

МПИ. МПИ устанавливают в ходе испытаний для целей утверждения типа (испытания) ИИС. Последующая корректировка МПИ проводится научными метрологическими центрами. МПИ определяется в условиях проведения испытаний ИИС. В ходе проведения испытаний проводится КМХ в условиях эксплуатации ИИС, складывающихся на момент их проведения. Динамику изменения показаний ИИС в различных условиях эксплуатации оценивают по материалам предварительных испытаний. В случаях недостаточности по объему материалов (или недостаточной достоверности материалов предварительных испытаний) проводят дополнительные испытания ИИС с моделированием изменений условий эксплуатации. Формируется влияющий фактор и оценивается отклик ИИС при его изменении. При необходимости исследуют воздействие несколько влияющих факторов, действующих последовательно, друг за другом. Однако в условиях эксплуатации влияющие факторы, как правило, формируются не последовательно, а одновременно (сочетано). Поэтому МПИ, величина которого была получена в ходе испытаний и рассчитана в соответствии с [4], в ряде случаев имеет завышенное значение. Это приводит к недостаточной метрологической надежности ИИС.

На протяжении отрезка времени МПИ проводят КМХ ИИС, в случае отрицательных результатов проведения КМХ (результирующая погрешность ИИС превышает допустимые пределы) проводится внеочередная поверка ИИС с корректировкой МХ. Периодичность проведения КМХ может составить от 7 до 30 суток. В ряде случаев, как будет показано ниже, периодичность проведения КМХ не позволяет оценить динамику изменений условий эксплуатации ИИС.

Поверка ИИС может быть комплектной или поэлементной [5]. При комплектной поверке контролируются МХ (ИК) в целом (от входа ИК до выхода ИК). При поэлементной поверке часть компонентов ИК ИИС (которые могут быть демонтированы с рабочих мест их эксплуатации) проходят поверку в лабораторных условиях (измерительные преобразователи (ИП) измерений температуры, ИП измерений давления, ИП измерений расхода, ИП измерений плотности). Каналы связи и измерительно-вычислительные комплексы (ИВК), входящие в состав ИИС, которые не могут быть демонтированы со своих рабочих мест, проходят поверку в условиях эксплуатации.

Как проводится и должна проводиться комплектная поверка ИИС?

1 Комплектная поверка ИИС должна проводиться в нормальных условиях [6]. Фактически комплектная поверка измерительного канала (ИК) ИИС проводится в условиях эксплуатации (в нормальных условиях поверка ИИС по ряду причин практически не проводится).

2 Передача размера единиц измерений объема от вторичного эталона (ВЭ) до ИК ИИС должна выполняться с соблюдением нормальных условий и обязательным введением контрольных допусков (называемых также коэффициентом метрологического запаса) для обеспечения требуемой достоверности поверки согласно [7, 8]. При этом ИИС признается годным к применению лишь в том случае, если при проведении поверки значения погрешности б не превысят допускаемой нормы бдоп:

бдоп = к  босн

где босн - пределы допускаемой основной погрешности ИИС, установленные для ВВФ, действовавших для ИИС в период её пуска в промышленную эксплуатацию; к -коэффициент, определяющий контрольный допуск и зависящий от требований к достоверности поверки и соотношения между пределами погрешности ВЭ и поверяемой ИИС, поэтому требуется к<1. Контрольный допуск определяется требованиями к метрологической надежности ИИС. Если принять, что к=1, то при любых значениях

погрешности ИИС, не превышающих предельных значений ИИС можно считать годной.

По результатам исследования, проведенного авторами, было установлено, что вероятность (точнее относительная частота) события, состоящего в признании годной ИИС, составляла не более 0,87. Поэтому для повышения метрологической надежности ИИС надо вводить контрольный допуск для погрешности ИИС. Например, пределы допускаемой погрешности ИК ИИС измерений объема нефти составляют ± 0,15 %. ИИС может быть признана годной, если фактическая погрешность ИК ИИС не превышает пределов погрешности, вычисленных по формуле (1). Установив, например, значение к = 0,9, получаем границы допускаемой погрешности ИИС ± 0,135 % . Однако анализ методик поверки ИИС, осуществленный в соответствии с [5, 6] показал, что контрольные допуски не назначаются, если поверка ИИС проводится в рабочих условиях эксплуатации. При поверке погрешности ИИС в качестве допустимой нормы бдоп применяются значения, вычисленные с учетом результатов измерений влияющих величин, сложившихся на момент проведения поверки по формуле:

п

бдоп = босн + 2 а1 • |%I _ %1нн.гр

1=1

где а| - коэффициент влияния I - й влияющей величины, регламентированный для поверяемого ИК ИИС; %| - результат измерений I - й влияющей величины; %|н.гр. -ближайшее к результату измерений % - граничное (максимальное или минимальное) значение нормальных условий эксплуатации ИИС; п - количество влияющих величин, регламентированных в качестве условия поверки ИИС.

Для проверки нормальности условий проведения измерения при комплектной поверке ИИС, производится многократное определение МХ ИИС. Вычисляются сходимость результатов измерений, определяют среднее квадратическое отклонение (СКО) результатов измерений. При контроле метрологических характеристик ИК измерений объема нефти определяют СКО коэффициента преобразования ИП измерений расхода. Для этого проводят серию измерений (не менее четырех) и значение СКО должно быть не более 0,02 %. В случае нарушения этого условия влияние ВВФ на результаты измерений считается существенным и поверка ИИС не проводится. Это метод контроля совокупного действия ВВФ используется при проведении поверки в различных условиях эксплуатации ИИС. Условия эксплуатации ИИС формируют вид закона распределения случайной составляющей погрешности ИИС. Игнорирование этого фактора приводит к увеличению погрешности ИИС [9]. При этом считается, что условия измерений нормальные (косвенные свидетельства, так как учесть действие всех одновременно действующих факторов при комплектной поверке ИИС не представляется возможным).

Рассмотрим возможность проведение комплектной поверки ИИС в условиях, отличающихся от нормальных. Если подходить к этому формально, то такая возможность исключается, поскольку передача размера единиц измеряемых величин (объема) должна проводиться в нормальных условиях. Вместе с тем при эксплуатации ИИС могут возникнуть ситуации, когда обеспечить нормальные условия для поверки ИИС невозможно, а провести поверку соответствия МХ ИИС установленным нормам необходимо. В этом случае проводится не поверка (в обычном ее понимании), а лишь перенос результатов проверки погрешности ИИС, выполненного в рабочих условиях эксплуатации ИИС, на нормальные условия. При этом значение коэффициента к применяемого в (1) для достижения той же достоверности результатов определения погрешности ИИС, должно быть уменьшено в связи с расширением диапазона изменения влияющих величин и возможным увеличением погрешности ВЭ (в условиях эксплуатации,

сложившихся на момент поверки ИИС). Следует напомнить, что с уменьшением коэффициента к увеличивается вероятность признания ИИС негодной, в действительности годной. Именно поэтому допускается проводить поверку ИИС в условиях незначительно отличающихся от нормальных. В противном случае придется уменьшить либо коэффициент к до таких значений, когда ИИС окажется в любом случае непригодной к эксплуатации, либо увеличить вероятность признания годной ИИС, в действительности непригодной к эксплуатации, что, разумеется, недопустимо. Допустимый диапазон изменений характеристик нефти, устанавливаемый для поверки ИИС, поддерживается следующими требованиями [10]:

- расход нефти должен находиться в пределах рабочего диапазона, указанных в свидетельстве о поверке ИП измерений расхода, с отклонением от среднего значения не более ± 2,5 %;

- вязкость нефти не должна отличаться от значений, при которых проводилась предыдущая поверка ИП измерений расхода более чем на ± 10 сСт;

- изменение температуры нефти за время проведения одного измерения должно быть не более ± 0,2 °С.

В условиях, существенно отличающихся от нормальных по параметрам качества нефти, формируется многокомпонентная по составу нефть, состоящая из смеси нескольких типов нефти. Многокомпонентная нефть (смесь нефти) представляет собой продукт, компоненты которого не смешиваются между собою, коэффициенты объемного расширения и сжимаемости нефти у каждого компонента нефти индивидуальные. Коэффициенты объемного расширения смеси нефти могут существенно отличаться от соответствующих коэффициентов, определенных для каждого компонента смеси нефти. Таким образом, значения вышеупомянутых коэффициентов могут быть определены только в лабораторных условиях.

В ходе поверки ИИС контролируется изменение вязкости нефти, нормируются некоторые другие параметры нефти, упомянутые выше (в описании условий поверки ИИС).

Изменения параметров нефти приводили к тому, что результаты измерений отбраковывались по величине стандартного среднего квадратического отклонения (СКО), которая должна быть не более 0,02 %. Оценка работы вискозиметра определялась по трендам результатов измерений вязкости нефти, за время проведения поверки ИИС (рис. 2).

V,

\----Т.ч

Об 12 18 24

Рис. 2 - Результаты контроля вязкости продукта при поверке и КМХ ИИС. Зависимость вязкости v от времени Т: 1 - момент времени, соответствующий засорению вискозиметра; 2 - момент времени, начиная с которого вискозиметр очистился

Результаты автоматического контроля одновременного изменения вязкости и плотности нефти по показаниям поточного вискозиметра, поточного плотномера за время проведения поверки ИИС представлены на рисунке 3, в моменты времени, когда КМХ не проводятся, условия проведения измерений могут измениться, что следует из рис. 2 и 3.

Рис. 3 - Результаты контроля вязкости V и плотности р нефти при поверке ИИС: р -график зависимости плотности нефти от времени; V - график зависимости кинематической вязкости нефти от времени; 1 - интервалы времени, в течение которых наблюдалась исправная работа вискозиметра; 2 - моменты прочистки вискозиметра; 3 - моменты вскрытия вискозиметра для прочистки

Для проведения поверки ИИС используется образцовые средства измерений или вторичные эталоны (ВЭ).

Рассмотрим, как влияют изменения условия эксплуатации на погрешность ВЭ.

Рассмотрим ВЭ измерений объема нефти. Для проведения поверки ИИС используется ВЭ измерений объема нефти - трубопоршневые поверочные установки (ТПУ). ТПУ - устройства, в состав которых входит калиброванный участок, по которому прокачивается нефть. Поток нефти, поступающий из нефтепровода, приводит в движение поршень ТПУ, который вызывает срабатывание детекторов начала и конца калиброванного участка ТПУ. По сигналу детекторов определяется время прохождения поршня ТПУ через калибровочный участок ТПУ. Объем калиброванного участка, приводится к нормальным условиям проведения измерений.

На работу ТПУ оказывает влияние смазывающая способность нефти [11]. Например, при выпуске из производства ТПУ проходит первичную поверку на стенде, где в качестве модельной жидкости используется вода, а в условиях эксплуатации используется нефть. Это обстоятельство приводит к тому, что погрешность ТПУ. определенная при использовании в качестве модельной жидкости - воды, получается завышенной и становится соизмеримой с погрешностью ИП расхода ИИС. Таким образом, запас по точности между ВЭ и рабочими средствами измерений снижается, что приводит к потере метрологической надежности ИИС.

ТПУ со временем изнашиваются, появляются протечки нефти при движении поршня. Эти протечки ТПУ особенно заметны на малых расходах, и они увеличиваются с уменьшением вязкости нефти. Кроме того, погрешность ВЭ определяется условиями эксплуатации, что было исследовано в [9]. Вышеизложенное свидетельствует о наличии

потерь нефти из - за недостаточно высокой точности и метрологической надежности ИИС.

Выводы

1 Вновь разрабатываемые ИИС следует строить с ориентацией на выявление фактического профиля потока при любых условиях эксплуатации нефтепровода. Профиль может быть воссоздан лишь в том случае, когда производится определение скоростей потока нефти, движущейся через нефтепровод, в максимально возможном количестве точек сечений этого нефтепровода; пример такого ИИС представлен в [12], необходимая при этом точность ИИС может быть оценена в соответствии с результатами работы [13], способ компенсации ВВФ рассмотрен в [14].

2 Необходимо выбирать длины участков, контролируемых ИИС, и проводить контроль метрологических характеристик ИИС количества нефти с периодичностью, определяемой фактическими параметрами потока нефти.

Литература

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

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

3. Еремин, И. Ю. Экспериментальные исследования информационно-измерительных систем учета энергоносителей / И. Ю. Еремин // Вестник Сам ГТУ, серия «Технические науки», 2006. - вып. 40. - С. 71-74.

4 РМГ 74-2004 ГСИ. Методы определения межповерочных и межкалибровочных интервалов средств измерений.

5 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

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

7 МИ 187-86 ГСИ. Критерии достоверности и параметры методик поверки.

8 МИ 188-86 ГСИ. Установление значений параметров методик поверки.

9 Яншин, А. В. Определение законов распределения случайных погрешностей вторичных эталонов // Измерительная техника. - 2003.- № 1.

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

11 Фатхутдинов, А. Ш. Автоматизированный учет нефти и нефтепродуктов при добыче, транспорте и переработке / А. Ш. Фатхутдинов [и др.]. - М.: Недра-Бизнес-центр, 2002. - 417 с.

12 Пат. 2352905 РФ. Измеритель массы жидкости, транспортируемой по нефтепроводу / К. Л. Куликовский, И. Ю. Еремин. // Изобретения. Полезные модели. - 2009. - № 11.

13 Зорин, Ю. В. Оценка рисков потребителя и поставщика энергоносителей / Ю. В. Зорин, И. Ю. Еремин. // Измерительная техника. - 2004. - № 7.

14 Куликовский, К.Л. Повышение точности информационно-измерительных систем измерений расхода нефти на основе турбинных преобразователей расхода / К. Л. Куликовский, И. Ю. Еремин. // Измерительная техника.- 2009. - № 9. - С. 20-22.

© И. А. Абдуллин - д-р техн. наук, проф., зав. каф. химии и технологии гетерогенных систем КГТУ, ilnur@kstu.ru; Н. И. Лаптев - д-р техн. наук, проф. СамГТУ, niipkvt@inbox.ru; Ю. В. Зорин - д-р техн. наук, проф. Самарского филиала Акад. стандартизации, метрологии и сертификации, referent@samaragost.ru; И. Ю. Еремин - канд. техн. наук, эксперт метролог, ФГУ «Самарский центр стандартизации метрологии и сертификации», iuer@mail.ru; Г. Г. Богатеев - канд. техн. наук, доц. каф. химии и технологии гетерогенных систем КГТУ.