Повышение точности и метрологической надежности информационно-измерительных систем количества нефти в магистральных нефтепроводах тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.11.16, кандидат технических наук Еремин, Игорь Юрьевич

• Еремин, Игорь Юрьевич
• кандидат технических наук
• 2007

Оглавление диссертации кандидат технических наук Еремин, Игорь Юрьевич

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

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Повышение точности и метрологической надежности информационно-измерительных систем количества нефти в магистральных нефтепроводах»

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.

Заключение диссертации по теме «Информационно-измерительные и управляющие системы (по отраслям)», Еремин, Игорь Юрьевич

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.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Еремин, Игорь Юрьевич, 2007 год

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: [phone] - 27, тел/факс: [phone] 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. [phone] Факс [phone] E-mail: sekr snha@snha rosncft.ru Интернет сайт www.snha.samara.ru