Повышение точности информационно-измерительных систем для определения количества энергии сжиженного природного газа тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, доктор наук Сафонов Андрей Васильевич

• Сафонов Андрей Васильевич
• доктор наук
• 2024

Оглавление диссертации доктор наук Сафонов Андрей Васильевич

Список сокращений и условных обозначений

Введение

Глава 1 Обзор и анализ информационно-измерительных систем углеводородных жидкостей и сжиженных углеводородных газов

1.1 История появления и развития измерительных систем

1.2 Информационно-измерительные системы массы и объема углеводородных жидкостей

1.2.1 Измерительные системы массы и объема углеводородных жидкостей с преобразователями массового и объемного расходов

1.2.2 Измерительные системы массы и объема углеводородных жидкостей на базе систем измерений уровня

1.3 Индикатор фазового состояния

1.4 Отбор проб жидкостей

1.5 Стабилизация потока жидкости в измерительной линии

1.6 Преобразователи объема и массы

1.7 Повторяемость результатов измерений преобразователями массы и объема

1.8 Эталонные поверочные системы

1.9 Выводы по главе

Глава 2 Исследования влияния рабочих сред и внешних факторов на точность информационно-измерительных систем массы и объема углеводородных жидкостей и сжиженных углеводородных газов

2.1 Факторы, влияющие на точность измерительных систем массы и объема углеводородных жидкостей

2.2 Влияние монтажа систем в измерительный трубопровод

2.3 Влияние давления потока на точность измерительных систем

2.4 Число Рейнольдса и точность измерительных систем

2.5 Влияние условий монтажа преобразователей температуры на результат измерений

2.6 Влияние величины вместимости пикнометрических систем и температуры углеводородной жидкости на результат измерений

2.7 Контроль измерительных систем массы, объема, плотности и репрезентативного отбора проб углеводородных жидкостей и газов

2.8 Факторы, влияющие на точность измерений массы и объема углеводородных сред

2.9 Основные факторы, влияющие на точность измерительных систем массы и объема углеводородных жидкостей, определения энергии сжиженного природного газа

2.10 Выводы по главе

Глава 3 Экспериментальные исследования факторов, влияющих на неопределенность измерительных систем

3.1 Требования нормативно-технических документов к определению количества энергии

3.2 Структурная схема систем определения количества энергии

3.3 Проблемы и пути повышения точности измерительных систем для определения количества энергии

3.4 Статические системы объема сжиженного природного газа

3.6 Исследования измерительных систем

3.7 Измерительные системы объема и объемного расходов в условиях отрицательных температур рабочих жидкостей

3.8 Высшая теплотворная способность природного газа и факторы, влияющие на точность измерительной системы

3.9 Плотность сжиженного природного газа и факторы, влияющие на точность систем

3.10 Влияющие факторы, связанные с температурой и давлением, приведения результатов измерений, обусловленных различием температур при измерениях объема, определения плотности, теплотворной способности и количества энергии сжиженного природного газа

3.11 Пути повышения достоверности систем отбора проб, определения объема, плотности, высшей теплотворной способности и количества энергии природного газа138

3.12 Финансовые риски измерительных систем при товарно-транспортных операциях приема-передачи сжиженного природного газа

3.13 Выводы по главе

Глава 4 Уравнения энергии сжиженного природного газа и факторы, влияющие на точность систем для определения количества энергии

4.1 Вычисления энергии природного газа с использованием косвенного метода определения объема системами измерений уровня в резервуарах по стандарту, применяемому в настоящее время

4.2 Вычисления энергии природного газа косвенным методом измерений объема и плотности

4.3 Вычисления энергии природного газа с использованием прямого динамического метода измерений массы

4.4 Вычисления энергии сжиженного природного газа с использованием прямого метода статических измерений массы

4.5 Применение поправочных коэффициентов при вычислении фактических значений плотности, теплотворной способности, массы и объема сжиженного природного газа

4.6 Динамические измерения плотности, калибровка и поверка динамических систем плотности

4.7 Контроль точности систем плотности и теплотворной способности

4.8 Статический метод измерений массы сжиженного природного газа в резервуарах различной вместимости

4.8.1 Методы измерений массы

4.8.2 Измерения массы сжиженного природного газа

4.9 Контроль фазового состояния потока в измерительном трубопроводе при отборе проб, определении плотности, объема и массы сжиженного природного газа

4.10 Методы повышения достоверности системы отбора проб и точности определения плотности и компонентного состава сжиженного природного газа

4.11 Выводы по главе

Глава 5 Метрологическое обеспечение измерительных систем

5.1. Система передачи единиц величин

5.2 Система метрологического обеспечения измерений

5.2.1 Требования к точности информационно-измерительных систем

5.2.2 Локальные поверочные схемы

5.2.3 Результаты сличений измерительных систем для подтверждения калибровочных и измерительных возможностей

5.3 Выводы по главе

Глава 6 Комплексное решение повышения точности информационно-измерительных систем сжиженного природного газа статическими и динамическими методами измерений массы и объема на основе уравнений энергии и системы метрологического обеспечения

6.1 Измерительная технология и оценка достоверности системы отбора проб

6.2 Совершенствование статических методов систем уровня при определении объема сжиженного природного газа в резервуарах

6.3 Совершенствование динамических измерений массы и объема жидкой и газовой фаз природного газа

6.4 Метод статических измерений массы сжиженного природного газа

6.5 Оценка точности определения плотности, высшей теплотворной способности и массы

6.6 Система контроля измерительных систем и результатов измерений массы

6.6.1 Оценка метрологических характеристик информационно-измерительных систем

6.7 Бюджет неопределенностей количества энергии сжиженного природного газа

6.8 Выводы по главе

Заключение

Список литературы

Приложение А Акт внедрения

Приложение Б Акт внедрения

Приложение В Комплексы измерительные, Заключение Росстандарта

Приложение Д Система объема «Нефтегазметрология»

Приложение Ж Сертификат система «Нефтегазметрология»

Приложение З Система

Приложение И Система

Приложение К Система «Total»

Список сокращений и условных обозначений

АПВ - 1ндлнjjtop плотности весовой.

АРМ - автоматизированное рабочее место onepafropa.

БИЛ - блок измерительных линии

ВТС - высшая теплотворна* способность;

ГПС - государственная поверочная схема:

ГНМЦ - государственный метрологический центр.

ГЭ - государственные эталоны:

ГЭТ. ГПЭ - государственный первичный эталон.

ДНП - давление насыщенных паров:

ЕС - Европейское сообщество:

IIBK - измерительно-вычислительный комплекс;

ИИС - информационно-измерительная система:

Ш1ССПГ - информационно-измерительная система для определения количества сжиженного природного газа:

ИЛ - измерительная линия

IIMC - инженерная компания РФ;

KMX - контроль метрологических характеристик

КП - ксмпакт-прувер;

КС - калибровочная станпия.

ЛПС - локальная поверочная схема.

МП1СПГ - Международное сообщество импортеров СПГ:

МПР - массовый преобразователь расхода:

MX - метрологические характеристики

HMII - национальный метрологический институт;

НПВ - наибольший предел взвешивания

НТД - нормативно-технические документы

НТС - научно-технический совет:

ОАО - открытое акционерное общество;

ОГВ - образцовые грузопоршневые в*сы.

ООО - общество с ограниченной ответственностью;

ПАО - публичное акционерное общество;

ПК - поверочный комплекс.

ГШ - преобразователь плотности:

ПР - преобразователь расхода:

ГГУ - поверочная установка; РФ - Российская Фелерашч:

РСТ - Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии. Росстандарт;

РЭ - рабочий эталон;

СЖ - счетчик жидкости камерный положительного вытеснения; СИ - средство измерений;

СИКН - система измерениЕ! количества и показателен качества нефти; СКО - среднее квадратичное отклонение:

CMC (calibration and meaairanoit capability) - калибровочные и измерительные возможности;

СОИ - система сбора, обработы: информашш и управления:

СНГ — инженерная компания РФ:

ТПР -турбинный преобразователь расхода;

ТГТУ - трубопоршневая поверочная установка:

ТГТУ ВКТ - трубопоршкезая поверочная установка высокого класса точности;

ТТО - товарно-транспортные операшш:

ТЭК - топ дивно-энергетичесыш комплекс:

УВЖ - углеводородные жидкости;

УДП - ультразвуковой детектор плотности:

УЗПР - ультразвуковой преобразователь расхода;

УПП - устройства переключения потоков:

ФАТРМ- федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии;

Ф'З - федеральный закон;

ХАЛ - химико-аналитическая лаборатория;

ЭПУ- эталонная поверочная установка:

АВР. АДЯ- коды ООО е:Нефтегазметрологияи в реестре эталонов РСТ; БЕРМ - международное Бюро мер и весов: CEESi - инженерная компания США;

СЕРМ MRA - договоренность о взаимном признании калибровочных и

измерительных возможностей национальных эталонов и сертификатов калибровки.

измерений национальными метрологическими [шститутами. участниками

Ыеасдународного кошстета мер н весов (ВШУ);

НАС - международная лаборатория по калибровке иэмеритальных

пр еобразователей;

CMC - калибровочные и измерительные возможности;

MSI - национальный мнсштуг стандартов США:

NMi - национальный институт метрологии Нидерландов;

OIML-международная оргашпищж законодательной метрологии: VSL - национальный институт метрологии Нидерландов;

ZZB. ZZM - колы ООО «Системы Нефть и Газ Балтия» в реестре эталонов РСТ; А -матрица:

U- рэсшнршнах неопределенность: fr - коэффициент охвата: S - СКО шжжаннн весов;

N - Число измерении при определешш коэффициентов преобразования датч:п:ов:

т - вектор масс измеряемых нагрузок;

к - вектор коэффициентов преобразования датчиков

и - нстнЕжое шуцшщушовое стандартное отклонение: р - доля несоответствующих единиц в подгруппе:

р - среднее значение доли несоответствующих единил: Ь" - число несоответствий на единицу в подгруппе: ж - среднее значение: С - число несоответствии в подгруппе;

с -среднее значенш"! С для всех подгрупп: upfuY/uM- неопределенность измерений плотно ста-'объема-массы:

Р.?р — повторяемость результатов измерений

Введение

Получение достоверной информации о количестве добытых углеводородных жидкостей и газов - приоритетная задача, для решения которой необходимы информационно-измерительные системы (ИИС), построенные на современных методах измерений и передовой системы метрологического обеспечения.

По оценкам Международного Энергетического Агентства [170], в ближайшие 20 лет, сжиженный природный газ обеспечит более половины прироста межрегиональной торговли газом, а к 2030 году увеличится в 2 раза, достигнув уровня 635 -745 млрд. куб. м. в год.

Основным преимуществом сжиженного природного газа по сравнению с природным газом является возможность диверсификации направлений поставок -свойства сжиженного природного газа позволяют транспортировать его по морю на многие тысячи километров, осуществлять трансокеанские поставки и гибко реализовывать объемы на рынках с наиболее привлекательными ценами.

Привлекательность сжиженного природного газа для потребителей и удаленных от рынков потребления производителей, по сравнению с трубопроводным транспортом основана на двух факторах - независимость от транзитных соглашений, и отсутствия проблемы доступа третьих сторон к транспортной инфраструктуре сжиженного природного газа. Преимуществом сжиженного природного газа является его применение в качестве экологически чистого топлива - выбросы в атмесферу в десятки раз меньше, чем при сжигании нефтепродуктов.

В диссертационной работе нашел отражение практический опыт автора, ведущих российских и зарубежных специалистов, работающих в нефтегазовой отрасли с момента появления первых ИИС массы углеводородных жидкостей и сжиженных газов, на базе статических измерений объема системами измерений уровня, динамических измерений с помощью преобразователей массы и массового расхода, объема и объемного расхода. Опыт проектирования, изготовления и эксплуатации таких ИИС массы нефти показал, что при построении таких систем, необходимо учитывать физико-химические свойства измеряемых углеводородных жидкостей, давление и скорость потока жидкостей в измерительных трубопроводах.

Свойства углеводородных жидкостей и параметры технологического процесса определяют требования к условиям монтажа и эксплуатации измерительных преобразователей массы, объема, плотности, вязкости, влагосодержания и других в составе измерительных систем и соответствующих рабочим условиям методик измерений. В диссертационной работе рассмотрены различные технические решения по организации

системы метрологического обеспечения измерений массы и объема углеводородных жидкостей и сжиженных углеводородных газов.

Результаты проведенных теоретических и экспериментальных исследований позволяют разработать измерительные технологии и рабочие эталоны для совершенствования метрологического обеспечения и повышения точности информационно-измерительных систем для определения количества энергии сжиженного природного газа при товарно-транспортных операциях в РФ и экспортных операциях.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Повышение точности информационно-измерительных систем для определения количества энергии сжиженного природного газа»

Актуальность темы исследования

Применяемые в настоящее время информационно-измерительные системы (ИИС) не всегда позволяют определить компонентный состав, плотность, объем и количество энергии сжиженного природного газа (СПГ) с требуемой точностью, заявленной действующими нормативно-техническими документами (НТД).

Проблема передачи единиц величин измерительным системам заключается в отсутствии системы передачи единиц величин в условиях отрицательных температур рабочих углеводородных жидкостей, учитывающей изменения компонентного состава и параметров технологического процесса при производстве, хранении и транспортировке СПГ.

Увеличение потребления СПГ требует применения передовых информационно-измерительных систем для определения количества энергии сжиженного природного газа (ИИССПГ) и соответствующих измерительных технологий передачи единиц величин, которые учитывают изменение физико-химических свойств, параметры технологического процесса, и другие факторы, влияющие на точность определения количества энергии. Разрабатываемые ИИС должны учитывать эти влияющие факторы при определении количества энергии СПГ, а измерительные технологии испытаний и контроля обеспечивать достоверные измерения.

Степень разработанности темы исследования

Исследования в области ИИС объема на базе систем измерений уровня и лабораторных методов определения плотности и теплотворной способности, энергии СПГ ведутся с начала 60-х годов прошлого века, а с начала 2000 годов проводятся исследования измерительных систем в условиях отрицательных температур рабочих жидкостей. Результаты исследований национальных метрологических институтов (НМИ) «МБЪ» США и «VSL» Нидерланды, инженерных компаний «CEESi» и «Caldon» США, «ИМС» и «СНГ» РФ, положены в основу применяемых в настоящее время стандартов. С 2022 года исследованиями в области метрологического обеспечения ИИС и эталонов для СПГ занимается ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева». В диссертационном

исследовании использован практический опыт и результаты исследований инженерных компаний «CEESi», «Caldoю>, «ИМС», «СНГ», НМИ «ККЪ> и «VSL», ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева», ФГБУ «ВНИИМС».

Цель исследования

Повышение точности измерений и эффективности измерительных технологий, существующих и разрабатываемых информационно-измерительных систем для определения энергии СПГ на основе разработанной модели передачи единиц величин в условиях отрицательных температур рабочих жидкостей.

Основные задачи исследования

1.Провести экспериментальные и теоретические исследования влияния физико-химических свойств рабочих сред на точность ИИС массы и объема, энергии углеводородных жидкостей и сжиженных углеводородных газов. Обосновать необходимость применения системного подхода для повышения точности и эффективности ИИС на основе измерительных технологий, учитывающих физико-химические свойства углеводородных жидкостей и сжиженных углеводородных газов.

2.Провести оценку вклада в бюджет неопределенности ИИС при определении количества энергии СПГ для факторов, влияющих на достоверный отбор проб, точность измерений уровня и объема, плотности, компонентного состава и теплотворной способности. Обосновать необходимость совершенствования системы метрологического обеспечения для повышения точности и эффективности ИИС. Разработать для измерительных систем научные и методические решения, измерительные технологии выполнения и оценки достоверности отбираемых проб, измерений объема, массы, плотности и определения теплотворной способности, учитывающих физико-химические свойства СПГ и параметры технологических процессов.

3.Разработать уравнения энергии СПГ и модель измерений, бюджет неопределенности количества энергии для ИИС с учетом влияющих факторов, обусловленных фазовым состоянием потока, изменением компонентного состава, физико-химических свойств и параметров технологических процессов производства, хранения и транспортировки, не учитываемых ранее.

4.Разработать общую систему метрологического обеспечения измерений ИИС на основе централизованной передачи единиц величин на примере локальных поверочных схем и комплекса эталонов с применением новых калибровочных звеньев с прослеживанием к государственным первичным эталонам (ГПЭ).

5.Разработать систему метрологического обеспечения испытаний и контроля для целей повышения точности и эффективности ИИС при отрицательных температурах

рабочих жидкостей с использованием уравнений энергии и модели измерений количества энергии сжиженного природного газа.

Область исследования соответствует пунктам 1, 5, 9 паспорта научной специальности 2.2.11. Информационно-измерительные и управляющие системы (технические науки).

Объект исследования

Информационно-измерительная система для определения количества энергии СПГ при производстве, хранении и транспортировке.

Предмет исследования

Метрологическое обеспечение информационно-измерительных систем для определения количества энергии СПГ и метрологические характеристики измерительных систем при отрицательных температурах рабочих углеводородных жидкостей и сжиженных газов.

Методы исследования

Теоретические и экспериментальные исследования ИИС и измерительных преобразователей подтверждаются применением математических расчетов с использованием метода Монте-Карло и анализом уравнений энергии СПГ с целью минимизации неопределенности измерений массы, объема и энергии СПГ. Для этого использовалось лицензионное программное обеспечение Excel и MathCad. C#, Delphi, C++. Оценивание результатов измерений выполнялось в соответствии с положениями «Руководства по выражению неопределенности измерения» Международного Бюро Мер и Весов.

Научная новизна заключается в следующем:

1.Обосновано, что наибольший вклад в бюджет неопределенностей при определении количества энергии, вносят неопределенности, обусловленные методом и технологическими параметрами процесса измерений. На основе результатов исследований выбрана и научно обоснована система метрологического обеспечения передачи единиц величин плотности, теплотворной способности, объема и массы для повышения точности и эффективности существующих и разрабатываемых ИИС определения количества энергии СПГ. (Пункт 1,5 паспорта 2.2.11).

2.Разработаны уравнения энергии СПГ и на их основе модель измерений, бюджет неопределенностей количества энергии, полученные с учетом факторов, не учитываемых ранее и расширяющие функциональные возможности ИИС. Уравнения энергии СПГ позволяют разработать системы измерений и методы для определений фактических значений объема, массы, плотности, теплотворной способности и энергии, учитывающих

изменение фазового состояния потока, компонентного состава и давления насыщенных паров СПГ. (Пункт 5 паспорта 2.2.11).

3.Разработаны методы прямых измерений массы СПГ весовыми измерительными системами, расширяющие функциональные возможности ИИС. Метод прямых измерений массы СПГ позволяет исключить влияющие на результат измерений факторы, обусловленные изменением физико-химических свойств и компонентного состава СПГ, наличием газовой фазы в резервуарах и измерительных трубопроводах, дифферентом и креном судов при измерениях уровня СПГ. (Пункт 5 паспорта 2.2.11).

4. Разработана общая система метрологического обеспечения измерений ИИС. Решена научная проблема передачи единиц массы, объема и плотности от государственных эталонов к измерительным системам при отрицательных температурах рабочих жидкостей, за счет обеспечения гомогенного состояния измеряемой среды. Новая измерительная технология и контроль параметров технологических процессов в измерительных системах обеспечивает достоверные измерения количества энергии СПГ. (Пункт 9 паспорта 2.2.11).

5. Разработана система метрологического обеспечения испытаний и контроля, параметров технологического процесса, направленная на повышение в 1,5-2 раза точности ИИС при определении количества энергии и снижения финансовых рисков при операциях приема и передачи СПГ. Разработанные измерительные технологии и модель измерений расширяют функциональные возможности существующих систем и актуальны для разрабатываемых систем определения энергии сжиженного водорода. (Пункт 1,9 паспорта 2.2.11).

Личный вклад автора

заключается в обосновании влияния на результат измерений ИИС физико-химических свойств, фазового состояния и параметров технологических процессов хранения и транспортировки углеводородных жидкостей и сжиженных газов. Автором разработаны уравнения энергии и модель измерений, которые позволяют определить количество энергии СПГ и оценить бюджет неопределенностей, с учетом факторов, не учитываемых ранее. Для решения научной проблемы передачи единиц величин ИИС при отрицательных температурах рабочих жидкостей разработана система метрологического обеспечения измерений, испытаний и контроля параметров технологического процесса. Разработана измерительная технология повышения в 1,5-2 раза точности ИИС для определения количества энергии СПГ. Все результаты и положения диссертационной работы получены автором лично, либо при его непосредственном участии [136, 138, 139,141, 142, 143, 144, 145, 146, 147].

Основные положения, выносимые на защиту

1. Обоснование необходимости разработки измерительных технологий и системы передачи единиц величин для повышения точности ИИС определения энергии СПГ. Результаты оценки неопределенности ИИС, которые позволяют определить количество энергии с точностью, недостижимой ранее за счет определения наиболее значимых величин бюджета неопределенностей при отборе проб, определении плотности и компонентного состава, измерений объема, уровня и температуры СПГ.

2. Уравнения энергии СПГ и модель измерений, позволяющие рассчитать и учесть в бюджете неопределенности количества энергии ИИС влияющие факторы, не учитываемые ранее, которые обусловлены фазовым состоянием потока, изменением компонентного состава, физико-химических свойств и параметров технологического процесса.

3. Методы прямых измерений массы СПГ, расширяющие функциональные возможности ИИС и повышения точности определения количества энергии, позволяющие исключить влияние факторов, обусловленных изменением физико-химических свойств и компонентного состава СПГ, наличием газовой фазы в резервуарах и измерительных трубопроводах.

4. Общая система метрологического обеспечения измерений ИИС на базе уравнений энергии СПГ, позволяющая решить научную проблему передачи единиц величин, разработать эталоны и методы калибровки систем массы, объема, плотности и уровня при отрицательных температурах рабочих жидкостей, разработать метод оценки достоверности отбора проб СПГ. Измерительная технология, позволяющая уменьшить неопределенности ИИС, обусловленные фазовым состоянием измеряемого потока и физико-химическими свойствами СПГ.

5. Система метрологического обеспечения испытаний и контроля ИИС, параметров технологического процесса, позволяющая в 1,5-2 раза повысить точность существующих и разрабатываемых ИИС при определении компонентного состава, плотности, объема, массы и энергии СПГ.

Теоретическая и практическая значимость исследования

1. Результаты экспериментальных и теоретических исследований ИИС, показали, что наибольший вклад в бюджет неопределенностей при определении количества энергии, вносят неопределенности, обусловленные свойствами рабочих сред, методом и технологическими параметрами процессов при измерениях. Результаты исследований позволили выбрать и научно обосновать необходимость разработки системы передачи

единиц величин, направленной на повышение точности и эффективности существующих и разрабатываемых ИИС для определения количества энергии СПГ.

2. Повышена точность ИИС при измерениях массы, объема, плотности и определении теплотворной способности СПГ, усовершенствованы процедуры отбора и оценки достоверности отбора проб при производстве, хранении и транспортировке, которые учитывают изменения физико-химических свойств и параметры технологического процесса.

3. Результаты диссертационных исследований позволили проводить калибровку, поверку и контроль метрологических характеристик ИИС в рабочих условиях и при отрицательных температурах рабочих жидкостей.

4. Разработанная общая система метрологического обеспечения ИИС опробована, внедрена в ООО «Нефтегазметрология» г. Белгород, ООО «Системы Нефть и Газ Балтия» г. Калининград, применяется в коммерческих измерительных системах массы и объема углеводородных жидкостей. Измерительные системы и эталоны зарегистрированы в Госреестре средств измерений РСТ, калибровочные и измерительные возможности систем подтверждены сертификатами CIPM MRA, системы и эталоны внесены в международную базу данных НМИ «VSL», Нидерланды. Разработанные эталоны применяются в составе измерительных систем массы и объема углеводородных жидкостей и сжиженных газов. Системы применяются для измерений массы нефти с температурой до плюс 117°С, массы и энергии сжиженных углеводородных газов до минус 196°С. Российская и международная аккредитация ИИС обеспечивает признание результатов измерений, поверки и калибровки в РФ, странах Ближнего Востока, Африки и Европе.

5. Комплексное решение задачи повышения эффективности ИИС, выполненное на основе разработанной системы метрологического обеспечения измерений, испытаний и контроля позволяет в 1,5-2 раза повысить точность определения количества энергии, уменьшить финансовые риски операций приема и передачи СПГ. В 2 раза сократить время проведения измерений, и уменьшить 2-4 раза финансовые и временные затраты на калибровку и поверку ИИС в зависимости от вместимости судовых резервуаров и резервуаров хранения. Общая система метрологического обеспечения испытаний и контроля актуальна для нового направления - определения количества энергии сжиженного водорода [139, 141, 165].

Внедрение результатов исследования

1. Разработанная система метрологического обеспечения передачи единиц величин применяется для поверки/калибровки систем объема и массы углеводородных жидкостей российским и зарубежным предприятиям нефтегазовой отрасли.

2. С применением новых измерительных технологий разработаны ИИС массы и объема: 3.6.АВР.0005.2015, 3.6.АВР.0004.2015, 3.6.АВР.0001.2015, 3.6.АВР.0008.2017, 3.1.ZZB.0078.2015, 3.2.ZZM.0268.2015, 3.6.АВЯ.0001.2015, 3.6.АВЯ.0003.2015. ИИС в Госреестре РСТ 19234-00, 62207-15 и 64087-16. Эталоны применяются в составе ИИС массы и объема углеводородных жидкостей и сжиженных газов в ПАО «Транснефть», ПАО «Сургутнефтегаз», ПАО «Татнефть», ПАО «Роснефть», ПАО «ЛУКОЙЛ», ПАО «Газпромнефть», других предприятиях нефтегазового комплекса.

3. Калибровочные и измерительные возможности ИИС подтверждены сертификатами CIPM MRA № 39332670, 39332671, 39332672, 39333360, 39333365. Системы эталонных комплексов внесены в международную базу данных LFF.2014.06.0009, LFF.2015.04.0012 сертификаты №39332673, 39333738, 39333739, 39333740 НМИ «VSL» Нидерланды. Получены положительные результаты международных сличений ИИС с калибровочными станциями «Trapil» Франция и «CEESi» США. Системы эталонов успешно применяются в составе ИИС на Ближнем Востоке, Африке, Южной Америки и Европе.

4. Новые измерительные технологии ИИС отбора проб, измерений массы, объема и плотности, массы и энергии СПГ проходят опытную эксплуатацию на предприятиях «НГМ», «СНГБ», «СНГ», «Научно-исследовательский центр НГМ», Калибровочный центр СПГ НМИ «VSL» Нидерланды.

Степень достоверности и апробация результатов исследования

Достоверность полученных результатов подтверждается теоретическими и экспериментальными исследованиями Успешным применением ИИС массы углеводородных жидкостей и сжиженных газов на российских и зарубежных предприятиях нефтегазового комплекса. Калибровочные и измерительные возможности разработанных ИИС подтверждены свидетельствами поверки и сертификатами калибровки ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева», сертификатами CIPM MRA НМИ «VSL» Нидерланды и положительными результатами внутрироссийских и международных сличений.

Основные результаты исследования представлены и обсуждались на российских и международных конференциях, семинарах и заседаниях рабочих групп метрологических институтов и нефтегазодобывающих предприятий. Третьей Всероссийской конференции

«Метрология и стандартизация нефтегазовой отрасли 2013», ФГУП «ВНИИМ», Санкт-Петербург, 2013. Международной конференции «Metrology for LNG» НМИ «VSL», г. Дельфт, Нидерланды, 2013. Международной метрологической конференции «Актуальные вопросы метрологического обеспечения измерений расхода и количества жидкостей и газов», ФГУП «ВНИИР», Казань, 2015. 4-й Международной метрологической конференции «Актуальные вопросы метрологического обеспечения измерений расхода и количества жидкостей и газов», ФГУП «ВНИИР», Казань, 2016. 5-й Международной метрологической конференции «Актуальные вопросы метрологического обеспечения измерений расхода и количества жидкостей и газов», ФГУП «ВНИИР», Казань, 2017. Международной научной конференции «Проблемы и перспективы метрологического обеспечения учета нефти и нефтепродуктов» ООО «НИИ Транснефть», Москва, 2017. 6-й Международной метрологической конференции «Актуальные вопросы метрологического обеспечения измерений расхода и количества жидкостей и газов», ФГУП «ВНИИР», Казань, 2018. 9-й Международной метрологической конференции «Актуальные вопросы метрологического обеспечения измерений расхода и количества жидкостей и газов», ВНИИР - филиал ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева», Казань, 2021. 10-й Международной метрологической конференции «Актуальные вопросы метрологического обеспечения измерений расхода и количества жидкостей и газов», ВНИИР -филиал ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева», Казань, 2022. Научно-технического совета «ИМС Индастриз», ООО «СНГ» и ООО «НИЦ НГМ» [150, 151, 152, 153, 156, 158, 162].

Публикации

По теме исследования опубликовано 57 работ, в том числе 2 монографии и 24 статьи в ведущих рецензируемых журналах, рекомендованных ВАК и индексируемых в РИНЦ, 1 работа опубликована в Scopus, Web of Science. Из публикаций ВАК, 20 по теме диссертационной работы, 1 монография, 14 патентов РФ, патент Великобритании, патент Саудовской Аравии, патент Сингапура и патент США на способы измерений плотности и объема углеводородных жидкостей, публикации в журналах, сборниках и тезисах докладов на российских и международных семинарах, метрологических конференциях [147, 148, 149, 150, 154].

Объем и структура диссертации

Диссертационная работа состоит из введения, 6 глав, выводов по каждой главе и общего заключения, списка литературы из 196 библиографических ссылок. Работа изложена на 288 страницах текста, содержит 49 таблиц, 86 рисунков [154].

Глава 1 Обзор и анализ информационно-измерительных систем углеводородных жидкостей и сжиженных углеводородных газов

1.1 История появления и развития измерительных систем

Информационно-измерительные системы массы, объема, энергии углеводородных жидкостей и сжиженных углеводородных газов - это совокупность функционально объединенных систем и измерительных преобразователей массы и объема, плотности, систем отбора проб, ИВК и СОИ, регуляторов расхода и давления, технологического оборудования [8]. По методам измерений, системы измерений разделяют на статические ИИС - определения объема с помощью систем измерений уровня в резервуарах и динамические ИИС - измерения объема и массы преобразователями расхода. По назначению, основные - динамические системы и резервные - системы, использующие статический или динамический метод измерений.

Первый прототип современных ИИС массы и объема нефти - это «Автоматизированная установка измерений товарной нефти «РУБИН - 2М», рисунок 1.1, был разработан филиалом «ВНИИКАнефтегаз» г. Октябрьский Башкирская автономная республика в 1972 году [127, 128, 129, 130, 131, 132].

Рисунок 1.1 - Автоматизированная установка «Рубин-2»

Пояснения к рисунку 1.1: 1 - влагомер УВН-2; 2 - солемер ИОН-П2; 3. - фильтр; 4 -преобразователь плотности РКП-1 (гамма излучение); 5 - турбинный преобразователь расхода НОРД; 6 -термометр сопротивления ТСП; 7 - гидропривод переключения потока для возврата некондиционной нефти

Автоматизированная измерительная система/установка «РУБИН -2М» предназначена для отбора проб, измерений в потоке объема и плотности товарной нефти, воды и солей, автоматического возврата некондиционной нефти, в случае превышении допустимых значений содержания воды, солей или плотности, на повторную подготовку.

Автоматизированные системы/установки были внедрены на нескольких предприятиях производственного объединения «Башнефть» в 1973-1974 годах. История развития ИИС массы и объема на базе преобразователей расхода (ПР), широко применяемых в настоящее время, как наиболее точных, начинается с приказа-постановления Госстандарта СССР, Миннефтепрома и Миннефтехимпрома СССР от 08.07.1975 г. «О внедрении расходомеров - счетчиков для учета нефти», с которого начиналось развитие динамических систем измерений массы и объема нефти [129, 130].

С этого документом, начинается формирование ИИС для учета нефти при ТТО, предусматривающее создание в стране разветвленной сети ИИС, оснащенных преобразователями объема, плотности, температуры и давления преобразователями, системой отбора проб, системой обработки информации для подготовки приемных/сдаточных документов. Необходимо было построить более 500 ИИС различной пропускной способности [129, 130].

В постановлении были определены точки учета нефти по всей территории СССР, на границе и в морских портах, включая пункты сдачи нефти на экспорт по нефтепроводу «Дружба», расположенных в Польше, Чехословакии и Венгрии. В 1975 г. окончательно определилась архитектура ИИС, которая принципиально не изменилась до настоящего времени [129, 130].

Для строительства ИИС Миннефтепром СССР закупил импортное оборудование и системы:

- ТПР расхода «Smith» США, «Turboquant» Венгрия, «Rotoquant» ФРГ;

- 1111 «Solartron NT1762» Великобритания;

- влагомеры «Camco» США;

- ИВК «Solartron LT3065» Великобритания, «Smith» США, «Bopp & Reither» ФРГ;

- ТПУ «Smith» США, «Bopp & Reither» ФРГ [129, 130].

Всем ИИС присваиваиваются индивидуальные номера и группы, в зависимости от назначения:

а) Нефтегазодобывающее управление (НГДУ) - Управление магистральных нефтепроводов (УМН);

б) НГДУ - НГДУ;

в) УМН - УМН;

г) УМН - Нефтеперерабатывающий завод (НПЗ);

д) УМН - сдача на экспорт.

Ведение реестра ИИС (СИКН - систем измерений количества нефти) было поручено производственному объединению «Союзнефтеавтоматика» [128, 129, 130].

В 1977 году начались крупномасштабные поставки блочных ИИС «Кор-Мас» производства комбината «ММГ АМ», Венгрия, оснащенных поточными 1111 «Денситон ДД ФК». 1111 был специально разработан специалистами «ММГ АМ» для поставки в СССР в составе ИИС «Кор-Мас» в рамках межправительственных соглашений двух стран. У 1111 «Денситон ДД ФК» такой же вибрационный принцип действия, что и у преобразователей «Solartron NT1762» Великобритания. Однако конструктивно они отличались: у «Solartron NT1762» - две проточные измерительные трубки, а у преобразователя «Денситон ДД ФК», одна из трубок заполнена керосином и герметизирована. 1о замыслу разработчиков, это было сделано для целей температурной компенсации. В 1987 году японская фирма «Japan Steel Works» поставляет по контракту с Миннефтепромом оборудование для 86 ИИС. В состав поставленного оборудования входят однотрубные 11 «Solartron 7830» Великобритания, по два преобразователя на каждую ИИС [128, 129, 130].

Лрименение ИИС на базе ЮР товарной нефти и нефтепродуктов позволили повысить точность [1] измерений объема с ±0,5-0,6% статическими методами (измерение объема системой уровня в резервуаре) до ±0,15%, массы брутто с ±0,65% до ±0,25% и массы нетто с ±0,75% до ±0,35%.

В середине восьмидесятых годов прошлого столетия актуальной задачей стал поиск и устранение причин, при которых ИИС выходят за пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефти. Лричина превышения погрешности ИИС по массе нефти заключалась в поверке 1Р на воде и применении ареометров для контроля метрологических характеристик 11, когда измерения плотности нефти выполнялись в лаборатории, при атмосферном давлении. А это была уже совсем другая нефть, из которой испарялись легкие фракции и происходили необратимые изменения физико-химических свойств, эта была нефть с другой плотностью [7]. На рисунке 1.2 представлен бюджет погрешности 11 с учетом факторов, влияющих на точность измерений массы [129, 130, 152, 160].

Следует учитывать и тот факт, что определение калибровочных коэффициентов и поверка 1111 в составе ИИС до 1987 года производились в лабораторных условиях, когда в качестве рабочих жидкостей использовались вода, спирт и водно-спиртовые смеси, отличающихся по свойствам (вязкость и плотность) от нефти и нефтепродуктов. Процедуры измерений выполнялись при атмосферном давлении, а в качестве коэффициентов, зависящих от изменений давления и температуры, использовались коэффициенты, определенные на заводе-изготовителе, а не на нефти в рабочих условиях.

Рисунок 1.2 - Бюджет погрешности ИИС углеводородной жидкости Наибольший вклад в бюджет погрешности ИИС вносят средства измерений, применяемые при поверке. Использование ареометров при поверке 11 увеличивает вклад в бюджете погрешности измерений плотности до 90%! И только появление напорных металлических пикнометров позволило измерить фактическое значение величины плотности в рабочих условиях, измерить именно плотность той нефти, которая протекает через трубопровод и ИИС массы и объема в данный момент времени при рабочих температурах и давлении [129, 130, 154].

Список литературы диссертационного исследования доктор наук Сафонов Андрей Васильевич, 2024 год

испг

где: Бвоздух - плотность окружающего воздуха, кг/м3; Бспг - плотность сжиженного природного газа, жидкость, кг/м3 [141, 163].

4.5 Применение поправочных коэффициентов при вычислении фактических значений плотности, теплотворной способности, массы и объема сжиженного природного газа

При определении высшей теплотворной способности и плотности СПГ необходимо учитывать фазовое состояние потока в системе отбора проб и изменение свойств с момента отбора до момента начала измерений.

Высшая теплотворная способность GCVмасс, определяется следующим образом:

_ СУмасс71 К К GCV^лa^ _ -„_____ КЛяч К

'м асс £ХМ' Кфаз. Кизм. комп состава, (417)

где GCVмасс - массовая высшая теплотворная способность, кДж/кг; GCVмасс/i - массовая высшая теплотворная способность ьго компонента, кДж/кг; X ; - молярная доля ьго компонента, %;

М i - молекулярная масса ьго компонента, г/моль;

Кфаз - коэффициент (не учитываемый ранее), характеризующий фазовое состояние потока при отборе проб;

Кизм. комп состава - коэффициент (не учитываемый ранее), характеризующий изменения компонентного состава, отбор/измерение [130, 131, 132, 179].

Плотность СПГ ( Б спг) по методу Клозека-Маккинли определяется по формуле:

Б спг — Кфаз. КИзм. комп состава, (418)

у ¡- у сме сь

где X i - молярная доля ьго компонента, %;

М i - молекулярная масса ьго компонента, г/моль;

V - объем ьго компонента при температуре СПГ, л/моль;

Усм е сь - объем смеси, л/моль, в молярных долях Xi и объему "VI , коэффициентов к1, к2 [91, 94, 130, 131, 132, 133, 141, 159, 163].

Применение поправочных коэффициентов Кфаз. Кизм. комп состава позволяет уменьшить в 1,5-2 раза неопределенности высшей теплотворной способности и плотности за счет выбора параметров процесса для уменьшения неопределенностей связанных с отбором проб и изменением свойств отобранных проб.

Расчет поправочных коэффициентов, учитывающих изменение физико-химических свойств СПГ при хранении и транспортировке [141, 163]. Вычисление коэффициента, учитывающее изменение плотности жидкой фазы СПГ:

К р = 1 - ^ , (4.19)

Рг

где р1 - плотность загруженной жидкости, кг/м3;

р2 - плотность жидкости, измеренная в пункте разгрузки, кг/м3.

Методы оценки изменений содержания метана, вычисление коэффициента, учитывающее изменение содержания метана:

„ СН42 - СН43

К СН4 = 1----- , (4.20)

СН4 СН 4- ' 4 '

где СН42 - содержание метана в загруженной жидкости, %;

СН4 з - содержание метана в жидкости в пункте разгрузки, %.

Применение поправочного коэффициента Кр , учитывающего изменение плотности СПГ в формуле 4.18, для косвенного метода измерений, позволяет уменьшить неопределенность плотности до 0,2%.

Применение прямого метода измерений плотности поточными преобразователями на месте эксплуатации позволяет исключить изменение свойств СПГ при отборе, выполнении измерений в лаборатории и измерить фактическую плотность с неопределенностью 0,1%, что в три раза точнее, по сравнению со стандартом МГИСПГ 0,3% [91, 92, 93, 94, 141, 163, 185, 186].

Неопределенность определения теплотворной способности позволяет уменьшить в два раза, по сравнению с методами, применяемыми в настоящее время.

Применение поправочного коэффициента КСН4, учитывающего изменение содержание метана, необходимо применить в формулах 4.17, 4.18 при косвенном методе определения компонентного состава СПГ.

Вычисление коэффициента, оценивающего изменение ДНП, позволяет поддерживать давление в измерительном трубопроводе для повышения точности ИИС объема, массы и плотности, системы уровня жидкой фазы СПГ в резервуаре:

ДНП2-ДНПз

КДНП = 1--^¡НГ- , (421)

где ДНП2 - давление насыщенных паров загруженной жидкости, кПа;

ДНП3 - давление насыщенных паров жидкости в пункте назначения, кПа [129].

Коэффициент, оценивающий изменение ДНП позволяет оценить достоверность изменения величины плотности жидкой фазы СПГ и давления подпора в измерительных трубопроводах для целей поддержания однофазного состояния СПГ в системе отбора проб и динамических ИИС массы, объема и плотности.

Повышения точности систем уровня при статических методах измерений объема за счет уменьшения неопределенности границы раздела жидкой/газовой фаз в резервуарах [141, 163].

Вычисления поправочных коэффициентов при определении фактических значений массы и объема, полученных с помощью статических или динамических методов измерений, формулы:

К у (%) = 1— ^ , (4.22)

* 2

где У2 - объем в месте загрузки, м3; V 3 - объем в месте разгрузки, м3;

Км (%) = 1—^ , (4.23)

где М2 - масса в месте загрузки, кг; М3 - масса в месте разгрузки, кг [134, 137, 138]. Преимуществом применения указанных выше поправочных коэффициентов является тот факт, что определив эти коэффициенты для конкретного сорта СПГ, при ТТО, с помощью этих коэффициентов можно контролировать измеренные значения плотности, объема и массы. Такой метод контроля результатов измерений позволяет повысить точность измерений количества энергии за счет выбора оптимальных парметров технологических процессов при производстве, хранении и транспортировке СПГ.

Повышение точности систем плотности и компонентного состава являются одними из основных задач для измерений массы и энергии СПГ, минимизации финансовых рисков при поставках в РФ и экспортных операциях.

4.6 Динамические измерения плотности, калибровка и поверка динамических систем плотности

Измерение плотности с помощью системы анализаторов плотности весовых (АПВ) на базе весовых систем, впервые дает уникальную возможность измерений плотности на месте эксплуатации в рабочих условиях, непосредственно в месте отбора жидкого СПГ для уменьшения неопределенности определения компонентного состава и высшей теплотворной способности.

Плотность определяется по формуле:

(М спг - М о) ■ 1 0 "3 ■ [ 1 - -£газ- ] ■ р газ ■ [Уо+И тем п ■ (Т спг - Т кал) + И давл ■ Р спг]

Р спг = --л--1 0 " 3 , (4.24)

пг п ( пг ) пг

где М спг, М о - средние арифметические значения взвешиваний заполненного СПГ и пустого анализатора плотности при ьм измерении соответственно, г; Р гирь- плотность материала гирь, г/см ; Р газ- плотность газа при взвешивании СПГ, г/см , формула:

(0,34848 ■ Р - 0,0 09ЯНе а 6 1 Тгаз ) ■ 1 0 ^

Р газ = 1---, (4.25)

г г

где - давление газа, в котором производится взвешивание, кПа;

ЯН - относительная влажность газа, %;

Тгаз - температура газа при взвешивании АПВ, оС;

У0 - вместимость АПВ при температуре калибровки, см3;

Бтемп - коэффициент изменения вместимости АПВ при изменении температуры, см /°С; Тспг температура СПГ, °С; Ткал - температура калибровки АПВ, °С;

Бдавл - коэффициент изменения вместимости АПВ при изменении давления СПГ, см3/бар;

Рспг - давление СПГ в АПВ, бар.

4.7 Контроль точности систем плотности и теплотворной способности

Методы совершенствования определения плотности и теплотворной способности. Первым методом определения плотности СПГ может быть эмпирический метод на основе

измерений скорости звука за счет использования технических возможностей ультразвуковых преобразователей объема и объемного расхода или ультразвуковых детекторов плотности, когда скорость звука используется для косвенных измерений плотности. УДП могут применяться для управления технологическими процессами и для контроля наличия газовой фазы в технологической линии СПГ при загрузке танкера и линии отбора проб. Второй - это прямой метод измерений плотности СПГ поточным преобразователем плотности, каналом плотности массового преобразователя расхода [131, 132, 133].

Измерения плотности косвенным методом. Скорость звука можно измерить с помощью системы ультразвукового преобразователя объема и объемного расхода или ультразвукового детектора плотности. Зависимость скорости звука от плотности СПГ показана на рисунке 4.1.

Рисунок 4.1 - Зависимость скорости звука от плотности СПГ

Косвенный метод позволяет производить контроль значений плотности [31, 132], определяемой по компонентному составу в соответствии со стандартом МГИСПГ [91, 92, 93, 94].

Результаты исследований скорости звука в различных углеводородных жидкостях позволяют оценить отклонение скорости звука, измеренное различными ультразвуковыми преобразователями, отличается от фактических значений не более 0,5%.

Первым преимуществом предложенного метода определения плотности жидкой фазы СПГ, является то, что уже сейчас, до появления системы калибровки преобразователей в криогенных условиях, можно повысить эффективность применения систем УЗПР, используя функцию измерения скорости звука для определения плотности смеси СПГ. Второе, практическое применение УЗПР или ультразвукового детектора плотности смеси, использующих метод измерений скорости звука в смеси, впервые дает возможность непрерывно, а не периодически, контролировать фазовое состояние потока смеси СПГ. Третье, комбинированное использование разработанных и методов МГИСПГ - методов определения плотности по компонентному составу СПГ позволит обеспечить непрерывные измерения, контроль плотности и компонентного состава при загрузке/отгрузке в местах производства, пунктах хранения и танкерах перевозчиках [91, 92, 93, 94]. Создать библиотеку компонентного состава и плотности СПГ для различных месторождений, что позволит проводить оценку, контроль определения плотности и теплотворной способности СПГ. Четвертое - это контроль результатов определения плотности ХАЛ по изменениям компонентного состава и ДНП [138].

4.8 Статический метод измерений массы сжиженного природного газа в резервуарах различной вместимости

4.8.1 Методы измерений массы

Методы измерений массы СПГ при калибровке ИИС массы/объема применяются в калибровочных лабораториях НМИ «У8Ь» Нидерланды и НМИ «N181» США, использует эталонную установку инженерной компании «СЕЕ81» США. Основным средством измерений этих лабораторий являются весоизмерительные системы с наибольшим пределом взвешивания (НПВ) 1000-1500 кг. Неопределенность калибровки системы массовых преобразователей весовым методом составляет около 0,1-0,15%. Технические возможности лабораторий ограничены максимальным расходом в 12-15 т/час. В лаборатории НМИ «У8Ь» проводятся исследования эталонной системы с расходами СПГ до 200 т/час [134, 141, 163].

В 2014 году при участии автора (компания «ИМС»), специалистов ЗАО «ВИК Тензо-М» и ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева», были разработаны специальные весы ВСПМ на базе трехкомпонентных измерительных систем [123, 124, 125, 127]. В 2019 году появились весы товарные морские для статических измерений массы с компенсационной весовой измерительной системой [64], которые, как и весы ВСПМ [60] позволяют компенсировать влияние крена и дифферента судна, изменения гравитационных сил. Весовые измерительные системы [8, 11], выполненные с использованием многокомпонентных компенсационных систем, в том числе и выполненных на базе гироскопов успешно используются в различных отраслях промышленности. У таких весовых систем высокая повторяемость и низкая неопределенность измерений массы 0,005-0,10% в отсутствии волнения на море, и 0,15% в условиях волнения на море 3-5 баллов [133, 140, 161].

Для повышения точности ИИС СПГ, необходимо совершенствовать методы измерений массы, которые связаны с изменением объема, плотности и теплотворной способностью, необходимых для определения фактического значения количества энергии при ТТО [134, 141, 163].

Для снижения финансовых рисков и обеспечения достоверных измерений, предлагается применить бюджетный метод измерений массы СПГ на базе весовых измерительных систем, устанавливаемых на новых танкерах при выпуске из производства или во время проведения капитального ремонта [134].

Весовой метод позволит измерять массу СПГ при загрузке/разгрузке, впервые контролировать массу СПГ при хранении и транспортировке [134].

В настоящее время, в качестве основной и резервной схем измерений объема используется система измерений уровня. При установке весовых измерительных систем, вторая система измерений уровня не потребуется [134].

Впервые появится возможность, отсутствующая у методов измерений объема и массы, применяемых в настоящее время - это постоянный контроль значений плотности и массы, процесса изменения физико-химических свойств при испарении компонентов СПГ при хранении и транспортировке [134].

Повышение точности и надежности систем измерений массы и объема СПГ обеспечено применением двух различных методов измерений, основного - весоизмерительного и резервного - определение объема по уровню в резервуаре [134, 141, 163].

Монтаж и применение многокомпонентных весовых измерительных систем для взвешивания СПГ в резервуарах, выполняется по типу расстановки и крепления

аналогичных датчиков, применяемых для взвешивания системы мерников [49, 134].

Схема установки и количество весовых систем производится в зависимости от типа и вместимости танков/резервуаров и требуемой точности измерений [134].

Такое решение позволит учитывать влияние дифферента и крена танкера на результат измерений массы СПГ [134, 141, 163].

Отличительной особенностью этого метода является постоянный контроль массы резервуара (масса тары) до начала загрузки и измерение массы СПГ во время загрузки и разгрузки, изменения массы во время транспортировки [134, 141, 163].

Преимущества применения весовых систем статических измерений массы сжиженного природного газа [134, 141, 163]:

1) Применение весовых измерительных систем позволит в 2-3 раза снизить неопределенность массы, в зависимости от типа весовых измерительных каналов и вместимости резервуаров танкера.

2) Весовые измерительные системы прослеживаются к ГПЭ массы, внесены в Госреестр РСТ.

3) Метод прямого взвешивания не требует определения плотности, что позволяет исключить неопределенность плотности при определении массы и уменьшить суммарную неопределенность определения количества энергии СПГ при ТТО.

4) Калибровка весовых измерительных систем не требует применения гирь, калибровку можно выполнить на эталонных силовых воспроизводящих машинах в диапазоне до 1 МН.

5) Внедрение в качестве основного - прямого метода измерений массы СПГ, позволяет применить систему измерений уровня в качестве резервной схемы измерений и отказаться от второй системы измерений уровня [134].

4.8.2 Измерения массы сжиженного природного газа

В основе метода - трехкомпонентные весовые измерительные системы определения нагрузок по осям Ъ, X и У.

Принцип работы трехкомпонентных систем позволяет учитывать и минимизировать влияние боковых составляющих X и У, и измерять массу по основной вертикальной оси Ъ.

Преимуществом применения трехкомпонентных систем является возможность калибровки двумя способами, недоступными для других конструкций весов и весовых измерительных систем.

Первый метод дистанционной поверки весов, когда, зафиксировав выходные сигналы по осям X и У, системы можно демонтировать и отвезти на калибровку в соответствующий аккредитованный центр испытаний.

Второй метод - это имитационная калибровка на месте эксплуатации без демонтажа, когда у систем измеряются значения и соотношения между нагрузками измерительных каналов X, У, 2, которые сравниваются со значениями, полученными при первичной калибровке, выполненной при выпуске из производства [123, 124, 146, 150].

Сигналы по компонентам X, У служат для контроля измерительных каналов.

т = А ■ /с, (4.26)

где т - вектор масс, кг; А- матрица выходных сигналов весовых измерительных каналов; /с- вектор коэффициентов преобразования весовых измерительных каналов.

Во время первичной калибровки при нагрузке весов известной эталонной массой т определяют коэффициенты преобразования измерительных каналов к1, к2 и к3 [138, 150, 159, 163].

Показания фиксируют в виде ковариационной матрицы.

При этом число измерений п должно превышать количество весовых измерительных каналов [159, 163, 172, 173].

Коэффициенты вычисляют методом наименьших квадратов по формулам:

/ = Ь ■ т, (4.27),

Ь = (А Т ■ А )-^ А Т, (4.28)

(к1\

где к = ( / 2 ) - вектор коэффициентов измерительных каналов;

\кЗ/

Ат - матрица А;

т - вектор масс измеряемых нагрузок, кг [138, 142, 150, 159, 163].

Количество энергии СПГ, в этом случае определяется с помощью прямых измерений массы [134, 178] СПГ в резервуаре и высшей теплотворной способности, определяемой в лаборатории газохроматографическим методом:

Е = МСПГ * ОСУСПГ (4.29)

По результатам исследований разработаны системы ВСПМ, с расширенной неопределенностью 0,003-0,005% при доверительной вероятности Р = 0,95 [123, 124, 125,

159]. Это, в свою очередь, позволит успешно применить такие измерительные технологии при прямых измерениях массы СПГ в резервуарах различной вместимости с неопределенностью 0,05-0,1%, в разрабатываемых системах отбора проб для измерений плотности жидкой фазы с неопределенностью 0,5-1,0 кг/м [130, 131, 132, 159].

4.9 Контроль фазового состояния потока в измерительном трубопроводе при отборе проб, определении плотности, объема и массы сжиженного природного газа

Для непрерывного контроля фазового состояния потока смеси СПГ в измерительных трубопроводах, оптимальным решением является применение в качестве индикаторов фазового состояния (ИФС) ультразвуковых измерительных преобразователей, устанавливаемых без контакта с рабочей средой и монтажа на внешней образующей трубопровода и предварительной калибровки в лаборатории. Применение ИФС позволяет поддерживать скорость потока и величину давления в линии системы отбора проб, при которых в потоке смеси не будет образовываться газовая фаза и стратификация многокомпонентного потока, что позволит обеспечить достоверный отбор проб и повысить точность систем плотности, объема, массы и количества передаваемой энергии СПГ [134, 159, 163, 165].

4.10 Методы повышения достоверности системы отбора проб и точности определения плотности и компонентного состава сжиженного природного газа

Применение прямых методов измерений плотности поточными преобразователями оправдано при наличии системы рабочих эталонов, которые могут подтвердить фактические значения плотности СПГ в рабочих условиях. Следующим, вторым методом повышения точности измерений плотности, является измерение температуры с неопределенностью не хуже 0,1-0,2°С по международной температурной шкале МТШ-90 (1Т8-90) [171], которая использует большее количество реперных точек, по сравнению со шкалой МПТШ-68 1РТ8-68 [169]. В настоящее время применяется шкала IPTS-68 [169], которая допускает измерения температуры с неопределенностью 0,5°С. К третьему методу повышения точности можно отнести применение прямого метода отбора проб, предполагающего самый короткий интервал времени между отбором и определением компонентного состава СПГ, на основе которого определяется плотность и теплотворная способность. Прямой метод отбора проб позволит измерять и контролировать плотность СПГ лабораторными анализаторами. При этом надо учитывать процесс естественного

изменения физико-химических свойств при испарении жидкой фазы. Применение эмпирических методов оценки свойств жидкости/газа в пробоотборнике, позволяет определять состав газа, поступающего на анализ с минимальным значением стандартной неопределенности. Применение указанных методов и совершенствование технологии системы отбора проб СПГ [13], уменьшит связанные с отбором проб неопределенности, вносящие наибольший вклад в стандартную неопределенность определения плотности и высшей теплотворной способности. Что в итоге позволит повысить точность определения массы и количества энергии переданного СПГ. Следующий, четвертый источник повышения точности - это приведение результатов измерений к стандартным условиям с использованием фактических значений коэффициентов объемного расширения и сжимаемости, определяемых индивидуально для каждого сорта СПГ. В настоящее время применяются справочные значения коэффициентов, не учитывающие компонентный состав конкретного сорта СПГ. СПГ различаются содержанием метана, азота, этана, пропана и других компонентов, оказывающих значительное влияние на физико-химические свойства [91, 92, 93, 94]. Пятым методом повышения точности является применение методик определения газохроматографическим методом плотности и высшей теплотворной способности СПГ, позволяющих повысить точность за счет поверочной схемы передачи единиц величин к ГПЭ РФ и эталонам НМИ других стран. Применение этих методов обеспечит достоверность результатов измерений при внутрироссийских поставках и признание экспортных ТТО [131, 132, 133, 142, 159, 163, 165].

4.11 Выводы по главе 4

Исследования рассмотренных методов измерений и оценки неопределенности определения плотности и теплотворной способности, массы, систем уровня и объема, количества передаваемой энергии, позволили сделать вывод о том, что основными составляющими бюджета неопределенности ИИС, являются неопределенности от качества перемешивания потока и системы отбора проб, фазового состояния потока и содержания газа в жидкости. Повышение точности и эффективности ИИС достигается за счет уменьшения влияющих факторов и их неопределенностей, за счет выбора и поддержания оптимальных для измерений параметров технологического процесса. Применения поправочных коэффициентов, учитывающих естественное изменение физико-химических свойств СПГ, значений коэффициентов объемного расширения и сжимаемости, определенных для каждого сорта СПГ, используемых для приведения измеренных величин к стандартным/рабочим условиям [138, 141, 163, 165].

Для повышения точности ИИССПГ при ТТО необходимо разработать и применить [138, 141]:

1) Измерительную технологию течения потока СПГ в измерительном трубопроводе без стратификации для обеспечения достоверного отбора и усредненный метод оценки достоверности системы отбора проб.

2) Системы калибровки для повышения точности определения плотности поточными анализаторами при определении теплотворной способности.

3) Прямой метод измерений преобразователем плотности в условиях потока СПГ и лабораторные анализаторы плотности.

4) Поправочные коэффициенты для определения фактических значений плотности, содержания метана и теплотворной способности, которые позволяют оценить изменения физико-химических свойств различных сортов СПГ при испарении [130, 131, 132, 133, 134].

5) Фактические значения коэффициентов объемного расширения и сжимаемости для конкретных сортов СПГ для приведения плотности СПГ по температуре и давлению, создать банк данных этих коэффициентов для различных месторождений и внести их в приложения к стандартам МГИСПГ [91, 92, 93, 94].

6) Коэффициенты, оценивающие изменение ДНП при изменении компонентного состава и плотности для выбора рабочего давления в измерительном трубопроводе и резервуара, необходимого для создания однофазного потока СПГ в системе отбора проб и трубопроводах преобразователей массы, объема, плотности.

7) Технологическую систему поддержания температуры кипения при измерении уровня жидкой фазы в резервуаре для компенсации изменения ДНП.

8) Технологическую систему повышения точности измерений уровня/объема, за счет снижения неопределенности границы раздела жидкость/газ в судовых и береговых резервуарах хранения СПГ.

9) Уравнения энергии СПГ, которые позволяют компенсировать факторы, влияющие на точность систем объема, массы, плотности и энергии СПГ, величину бюджета неопределенности, позволяющего оценить результат измерений, с учетом факторов, не учитываемые ранее. Включение в бюджет неопределенности, факторов, влияющих на определение количества энергии СПГ, не увеличивают бюджет неопределенности, а позволяют уменьшить неопределенность за счет исключения и снижения влияющих факторов, обеспечивая поддержание оптимальных параметров технологического процесса для выполнения измерений ИИС фактических значений

величин компонентного состава, плотности, теплотворной способности, объема и массы СПГ [141, 163, 165].

10) Математическую модель ИИС для определения количества переданной энергии [141, 165].

11) Методику обработки измерительной информации ИИС для повышения достоверности отбора проб и точности определения количества энергии СПГ [141, 165].

Глава 5 Метрологическое обеспечение измерительных систем

5.1. Система передачи единиц величин

В пятой главе рассмотрена система метрологического обеспечения ИИС на основе передачи единиц величин массы, объема плотности и определения количества энергии СПГ, систем исходных эталонов, эталонов 1-го и 2-го разрядов, рабочих систем СИ [154]. Новые калибровочные звенья обеспечивают передачу единиц величин при определении количества передаваемой энергии СПГ и прослеживаемость к ГПЭ. Система метрологического обеспечения измерений предназначена для определения количества энергии СПГ при статических методах определения объема системами измерений уровня и динамических методах с помощью систем преобразователей массы и объема, массового и объемного расходов, преобразователей плотности [133, 134, 157, 159, 161]. Требования к передаче единиц величин определены приказом МПТ 11.02.2020г. № 456. Получение достоверной информации о количестве углеводородных сред - приоритетная задача, решение которой требует применения государственных и локальных поверочных схем (ЛПС), развития метрологического обеспечения для обеспечения измерений единиц величин с нормируемой точностью [126, 138, 140, 141, 152].

Передача прослеживаемых к ГПЭ единиц величин ИИС массы и объема, энергии позволяет организовать рациональную поверку/калибровку в рабочих условиях углеводородных жидкостей и сжиженных углеводородных газов.

5.2 Система метрологического обеспечения измерений

Новые измерительные технологии расширяют возможности государственных и ведомственных ЛПС, повышают эффективность системы метрологического обеспечения динамических измерений углеводородных жидкостей и газов в ТТО между предприятиями в РФ, обеспечивают международное признание результатов калибровки/поверки и экспортных операций [139, 140, 146, 157, 163]. ИИС, создаваемые предприятиями нефтегазовой отрасли и инженерными компаниями, прослеживаются к ГПЭ массы, объема и плотности, массы и объема жидкости в потоке ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева». Исследования МХ разработанных систем эталонов, аккредитация в НМИ «VSL» Нидерланды, выполнены совместно со специалистами НМИ системы РСТ. ЛПС входят в состав НТД предприятий и организаций, государственных стандартов РСТ. Успешным решением повышения эффективности ИИС массы и объема углеводородных жидкостей является создание системы калибровки предприятия ООО «СНГБ», г. Калининград. Система вторичных эталонов (эталонные мерники и эталонные поверочные системы на

базе мерников, ТПУ) изготавливаются по специальной технологии с фактическими значениями коэффициентов объемного и линейного расширения используемых материалов, определяемых индивидуально для каждого изделия в лаборатории государственных первичных эталонов температуры [150]. Передача единиц величин, рисунок 5.1, начинается от прототипа килограмма международной палаты мер и весов в Париже (В1РМ), от национальных эталонов линейных измерений, плотности, температуры и давления НМИ, Приложение Г. Указанная система ЛПС была использована при аккредитации предприятия «СНГБ» [1, 2, 6, 12, 39, 123, 125, 136]. Предприятие производит ИИС массы и объема углеводородных жидкостей и поверочные системы. ИИС применяются на нефтепродуктопроводах в морских терминалах Усть-Луга, Приморск и Козьмино, Варандей, на экспортных нефтепроводах в Польше, Боснии и Герцеговине, Словакии, Венгрии, странах Ближнего Востока, Северной Африки и в других странах.

Рисунок 5.1 - Передача единиц величин длины и массы, плотности, температуры и давления, национальным эталонам РФ/Нидерландов

До появления системы ГПЭ объема ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева», для аккредитации и производства системы: система эталонного мерника высокого класса

точности прослеживался к единицам массы и линейных измерений, рисунок 5.1 [2, 12]. Вместимость ИИС определялась с помощью средств измерений длины и массы, потому что эти величины были закреплены в калибровочных и измерительных возможностях (СМС) РФ и подтверждены результатами международных сличений [140, 152].

На рисунке 5.2 Показана система передачи единиц величин «СНГБ» [2, 12, 140].

Рисунок 5.2 - Система передачи единиц величин «СНГБ».

5.2.1 Требования к точности информационно-измерительных систем

Исследования MX эталонных систем мерников н мер вместимости. используемых при калибровке поверке эталонных поверочных систем в составе динамических пнформаннонно-нзмернтелъных систем массы н объема углеводородных жидкостей [1 CHIOS, 163,164].

Расчет бюджета неопределенностей системы эталонного меринка номинальной вместимостью 1000 дм3, составляющего основу бюджета неопределенности ТЕГУ.

Вместимость мерника определяется весовым методом с применением метода замещения в соответствии с уравнением измерений:

fm[i- (г-2Я)Д1

У20 = ™-wQ>w~ РаУ

(51)

1ЦГ/ПГ(РК- Ра)

где V*о - вместимость мернш:а. дм3, при температуре 20 °С:

- масса гирь, замещаюшнх массу воды в мерннке. кг; Рм - плотность гнрь. кг; ра - плотность окружающего воздуха. ктм:';

1т - разность показаний весов с заполнений! водой мерннком и пустым мерником (соответствующей массе воды в мерннке). кг; t- температура воды в мерннке. ^С;

- объемный козффнпнент температурного расширения мерника. °С"; /иг - показание весов с гирями, замещаюшнми массу воды в мерннке. кт: ри - плотность воды при температуре £.

Результаты измерений входных величин, значения констант н их пределы допускаемой абсолютной погрешности зталонных мерников приведены в таблнпе 5.1. Таблица 5.1

№ Входная величина Численное Пределы Стандартная

шп значение допускаемой неопределенность

абсолютной ПО THTTV В

иогрепгности

1 "с1 0.0000477 +- 0.0000001 о.оооооооз

2 Ра- И" Ы " 1.195 -f 0.0001 0.00003

3 pw, кг m"j SOOO ±%0 0,3

4 996Ш ±0.01 огоз

5 Ос 20r9S ±0,1 огоз

6 pt. кг м 5 997.9SS +- 0.003 0.001

1 9993 3 + 0.06 0.02

3 írfw. кг 1000.02 09 f 0.01 s 0.006

Подставляя входные величины из таблицы 5.1 в уравнение (5.1) получаем значение

Исследования метрологических характеристик системы ГПУ

Передача единицы объема к ТПУ от системы мерннка вместимостью 1000 дм"- [24, 12. 74. 77] с применением компаратора (счетчика), доверительные границы с\:ммарнон погрешности:

(5.13)

(5.14)

БСР)=±Ке-5Ъ

t" -fóy+pr?-*^

к =

Z4

(5.15)

(5.16)

(5.17)

где £?_ - доверительные Гранины систематической погрепшости. %. определяемые по формуле

\=* ■ ■ а^+04+2-e^ - e¿, "+0L + ; OW

- граннпы составляющей систематической погрешности, обусловленной погрешностью определения вместимости мерника. вм = = 0Г01

вл,вл — граннны составляющих систематических погрешностей. обусловленных погрешностью измерений температуры. %. вычисляемые по формулам: =jl ■ 100 ■ AtM ; ' (5.19)

=0-100-4^: (5.20)

О =0 -100 ■ ДЦг, = 0.0037%; (5.21)

tfníi. — граннны составляющей 'систематической погрешности, оол-славпеннои

ti ПЛ .V

погрешностью ИВХ при измерении количества импульсов от счетчнка-компаратора.

— граннны составляющей 'систематической погрешности, обусловленной

пВЖшь. _

погрепшостью ИВХ при вычислении коэффициента преобразования счетчика-компаратора в точке диапазона расхода, при котором определяют Еместнмостъ ГПУ. %.

При определении вместимости ГПУ с применением мерника и компаратора температуру раоочей жидкости определяют с применением лабораторных термометров, поэтому ~&пвк = = 0.005 % для ИВХ:

- пределы догплекаемых аосолютных погрешностей термометров прн измерении температуры в мерннке. счетчнке-компараторе н ТПУ соответственно. Al\f =Ы,=л,тту = = 0.1 аС;

А

коэф фнпнент объемного рас шнрення воды. ¡3 =0.0002 6 1 :С:

- СКО случайной погрешности определения среднего объема ТПУ, =0,003 %;

T - коэффициент Стьюдента, для Р=0,95 и п=11 1=2,228, Р=0,99 и п=11 1=3,169;

K - коэффициент, определяемый принятой доверительной вероятностью и числом составляющих НСП и их соотношением, для Р=0,95 к= 1,1; Р=0,99 к=1,4 при т>4.

Доверительные границы суммарной погрешности Д( 0,95) =0,018%, Д(0,99) =0,024% [142, 150, 164].

Бюджет неопределенности объема системы ТПУ представлен в таблице 5.3. Таблица 5.3 - Бюджет неопределенности передачи единицы объема системы [152]

Источники стандартной неопределенности Значение. %

Стандартная неопределенность измерении, оцениваемая по типу А. возникающая при определении среднего значения вместимости ПТУ (СКО случайной погрешности определения среднего значения вместимости ГГТУ при числе измерений 11) 0.003

Стандартная неопределенность измерении, оцениваемая по типу А. возникающая при определении среднего значения коэффициента преобразования счетчика-компаратора (СКО случайной погрешности определения среднего значения коэффициента преобразования счетчика-компаратора при числе измерений 10) 0.003

Стандартная неопределенность измерении, оцениваемая по типу В. возникающая (в \ из-за неточного определения вместимости мерника | -ф 0.01 VI

Стандартная неопределенность измерений, оценивае ( А о* из-за неточного определения температуры —¡= „ —¡= № ^ мая по типу В. возникающая 0.0037 Я

Стандартная неопределенность измерений, оцениваемая по типу В. возникающая из-за неточного определения количества импульсов от счетчика -компаратора (в \ 1 £) 0.005

Стандартная неопределенность измерений, оцениваемая по типу В. возникающая из-за неточного определения коэффициента преобразования счетчика-компаратора в точке диапазона расхода, при котором определяют вместимость (в Л ГГТУ ^ 1 ^ J 0.005

Стандартная неопределенность [46, 150]:

4- й2

и = Л + + °М " 2 ИВКк" =0,009 %. (5.22)

Расширенная неопределенность для уровня доверия 0,95 для нормального закона распределения результатов измерений (коэффициент охвата равен 2) [46, 74, 146, 152, 154]:

¿7(0,95) = 2м =0,018 %. (5.23)

Расширенная неопределенность для уровня доверия 0,99 для нормального закона распределения результатов измерений (коэффициент охвата равен 3) [46, 74, 154, 156]:

7(0,99) = 3ис =0,027 %. (5.24)

Расчет бюджета неопределенности вместимости измерительного участка системы ТПУ, рисунок 5.4, выполненный в соответствии с требованиями [172, 181], показал, что наибольшая составляющая обусловлена неопределенностью объема мерника 24,69 %, вместимости ТПУ 12,35% и 13,17% неопределенностью определения коэффициента преобразования компаратора. В сумме на неопределенность, связанную с измерениями объема приходится 50,21% бюджета. Меньшие значения 6,17 %, обусловлены неопределенностью температуры в мернике и 9,88 % отклонением расхода при поверке. При разработке новых систем эталонов объема решена задача минимизации составляющих бюджета неопределенности, что и позволило подучить эталон объема высокого класса точности [142, 145, 152].

О Вместимость ТПУ

■ Коэффициент компаратора

□ Вместимость мерника

□ Температура мерника

■ Температура компаратора

□ Температура ТПУ

■ Кол. Импульсов компаратора

□ Коэффициент компаратора

■ Давление ТПУ

В Давление компаратора

□ Отклонение расхода

□ Испарение воды в мернике

■ Пузырьки воздуха в мернике

6,17

Рисунок 5.4 - Бюджет неопределенности объема системы

Решение задачи минимизации составляющих бюджета неопределенности положено в основу новых измерительных технологий при разработке ИИС и ТПУ высокого класса точности (ТПУ ВКТ).

Применение новых измерительных технологий и алгоритмов вычислений, позволили разработать, исследовать и внедрить ТПУ ВКТ со значениями расширенной неопределенности определения вместимости, не превышающими 0,03 % [61, 63, 63, 163].

Включение в ИИС системы ТПУ ВКТ позволяет решить не выполнимые ранее задачи: проведение калибровки/поверки систмы ТПУ 1-го разряда и систем МПР с неопределенностью 0,1 % на рабочих углеводородных жидкостях и сжиженных газах.

До появления новой системы калибровку/поверку ИИС выполняли только на поверочных системах/установках, использующих в качестве калибровочной/поверочной жидкости воду, и это при том, что характеристики ПР, объемных и массовых, зависят от реологических свойств рабочей углеводородной жидкости (вязкости/числа Рейнольдса) [129, 148, 154, 163].

Методы поверки ИИС с применением систем эталонных мерников приведены в таблице 5.4.

Таблица 5.4 - Методы поверки ИИС с применением эталонных мерников

№ Стандарт /Методика поверки

1 API MP MS 4 ,9.2 Manual of Petroleum Measurement Standards Chapter 4 - Proving Systems Section 9 - Methods of Calibration for Displacement and Volumetric Tank Pro vers Part 1 - Determination of the Volume of Displacement arid Tank Provers by the Waterdraw Method о f С a libra ti on Руководство по Стандартам измерения нефш Глава 4 - Системы проверки Раздел 9 - Методы калибровки для прувсров Часть 2 - Определение объема вытеснения и ируверов методом калибровки на воде

2 Mil 1972-95 Рекомендация. ГСП. Установки поверочные трубопоршневые. Методика поверки поверочными установками на базе весов ОГВ или мерников

3 МИ 3155-2008 Рекомендация. ГС И. Установки поверочные трубопоршневые. Методика поверки поверочными установками на базе мерника и объемного счетчика

4 МИ 3593-2017 Рекомендация, ГСП, Установки поверочные трубопоршневые. Методика поверки поверочными установками на базе мерников

Экспериментальные исследования по установлению фактических МХ мерников и калибровочных/поверочных систем/установок [102, 103, 104, 105, 106, 107, 108, 109, 110, 111, 112, 113, 114, 115, 116, 117, 118, 119, 152], позволили оптимизировать процессы измерений и снизить брак при поверке, улучшить соотношение метрологических характеристик систем эталонов и поверяемых средств измерений, обеспечить передачу единицы объема от ГЭТ 216-2018 [152, 157, 161].

Методы калибровки/поверки ИИС с применением систем ТПУ ВКТ [127, 156, 157, 160] приведены в таблице 5.5.

Таблица 5.5 - Методы поверки ИИС с применением ТПУ ВКТ

№ Стандарт/Методика поверки

1 API MPMS 4.9.3 Determination of the Volume of Displacement Plovers by the Master Meter Method of Calibration Measurement Coordination) Определение объема пруверов методом калибровки мастер-счетчиком

2 APT MPMS 12.2.5 Calculation of Petroleum Quantities Вычисления количества нефти

3 API MPMS 4.1 Proving Systems Системы пруверов

4 BS ISO 7278-2 Liquid hydrocarbons-Dynamic measurement-Proving systems for volumetric meters Углеводородные жидкости - Системы пруверов для объемных счетчиков

5 МП 2974-2006 Рекомендация «ГСП. Установки поверочные трубопоршневые 2-го разряда. Методика поверки трубопоршневон поверочной установкой 1-го разряда с компаратором»

б МП 3268-2010 Рекомендация «ГСП. Установки поверочные трубопоршневые 2-го разряда. Методика поверки установками поверочными на базе компакт-прувера и компаратора»

7 МП 3594-2017 Рекомендация «ГСП. Установки поверочные трубопоршневые. Методика поверки трубопорпшевымн поверочными установками и компак1-пруверамп с компаратором»

Бюджет неопределенностей ИИС при калибровке/поверке по мернику, рисунок 5.5.

Рисунок 5.5 - Бюджет неопределенности системы по мернику

Неопределенность вследствие изменений температуры калибровочной жидкости от воздействий насоса и окруж. воздуха 0,014%

Неопределенность вследствие пузырьков воды 0,001%

Неопределенность вследствие испарения воды 0,0026%

Неопределенности, измерений температуры, давления и плотности жидкости; определения коэффициентов температурного расширения и

сжимаемости жидкости; коэффициентов расширения и модулей упругости стали; измерений диаметра и толщины стенки прувера 0,008%

Неопределенность вследствие неравномерности движении шарового поршня 0,014%

Неопределенность вследствие срабатывания детекторов 0,001%

Эталон 0,010%

Неопределенность долговременной стабильности эталона 0,0025%

Неопределенность, по типу А, определения вместимости прувера 0,0080%

Неопределенность снятие показаний со шкалы эталона 0,0029%

Пояснения к бюджету неопределенности системы при калибровке/поверке по мернику, таблица 5.6

Таблица 5.6 - Бюджет неопределенности системы при калибровке/поверке по

мернику

ПСТРЧЕЕКН с ПрВЫЫёВНВД мерНЕЫ (петы Ц С □■рЕКНеНЕеМ ТШ ВКТ н

(ЧгТ ЧЛк-:^- шшрицц (мети 2} ПрННеЧЗЕВЯ

ж. % и. % и. %

г!<( преок-ЛЕВ в«ть калапктти - ЦШ

г-л

Внприе-.-ЕЕВость клиггим ютировня вахыы аргал [ции -

Внприе-.-ЕЕВость н.штии Е-:аь: г о з'эгид а-мю -

ВнПР СОК-ЛЕЕ В ОСТЬ Вч! ЛиГГПИГ [ЕКЕЕОГШЙ ЮЛЕГОрОЕОТЕ :± ДГТУ-.птг от ео12<±:тее± ргоогы п.1'г::: л ■црт •.»14 0.ДМ1- Грп — п ■ ■>я ■-Н-'— иЕТГа1 ] ПиКШЕ! □ ■] ЛЬПИ Е-1.1Г11ТСС Г птьптг.й [тр: ю тппчльвостс кллапго отзельвого шы-гре-зпд, так. □ ЫЛПТЭЭЕЛ Е- Щ.ЛМ

ВнэрВДЛЕЕВОСТЬ КЛГКТЕС : Е*Р ■ В Е'] ДО р Е'] г :■ ХЕ- [ГТ|Г В НЕ с;?::::: о^юа по сг::::р—: ш::"-1 тцяр1 ИГУ •.»14 0.ДМ1- о.кюе ПрЕ прп>к-в<-впл НЕТТО! ] ГВ.'.ПОВЕЛ ЧО.ФПК Е-1ЛЕ1ГТЕПЕ :ВОАГГЕ 1№Ш. □ орппш Е-и В.ЗПЕЭЕ): ТЕЬШЕрЛ-'-рЫ ПЗ--51 > Т1=ОВ ЩНЗО.ШПМЬВОГГЕ ЫТ1МГЕ- ОТИЛЬВОГО Езыорлпя, ТИПЕ ылвгоовп повета

прое лэлт рь=е-г.1!-ег:.

-: орро:1= иовловосте ЕчорЕтопьв: г: -лл-гги □ 01 ЕИТЯШЕОЧ В4ПЫ.

внпр сок-лее В ость Е^лектесо тслтывлс; л:т?гторов. □ СПО ИТ: «"ЧЬЕ В ШГ [0Н1

ЗЕЛЛЕЕЛЛ ее вгоор?Я Е .И ВВП СТ? а каллиц-содто ГШ « пли -ЩИ5 вв - п.з: ■ № ЙЁ1 РА.ОЩ веа

Расширенная неопределенность системы ТПУ с применением эталонных мерников может достигать значений и > 0,05%, что обусловлено влияющими факторами, связанными с температурой рабочей жидкости и климатическими условиями,

неравномерным движением шарового поршня, рисунок 5.5, таблица 5.6 [20, 21].

Рисунок 5.6 - Бюджет неопределенности системы по ТПУ ВКТ

Неопределенность вследствие

изменений температуры калибровочной жидкости от воздействий насоса и окруж. воздуха 0,0004%

Неопределенность количества импульсов компаратора 0,0013%

В Неопределенность вследствие неравномерности движении шарового поршня

Неопределенности, измерении температуры, давления и плотности жидкости; определения коэффициентов температурного расширения и

сжимаемости жидкости; коэффициентов расширения и модулей упругости стали; измерений диаметра и толщины стенки прувера 0,015%

Неопределенность вследствие срабатывания детекторов 0,0004%

Эталон 0,015%

Неопределенность долговременной стабильности эталона 0,0058%

Неопределенность, по типу А, определения вместимости прувера 0,0045%

Неопределенность, по типу А, коэффициента преобразования компаратора 0,0032%

Расширенная неопределенность калибровки/поверки ИИС с применением ТПУ ВКТ не превышает и < 0,045% , рисунок 5.6. Это обусловлено снижением влияния внешних факторов (уменьшения величин неопределенности), связанных с параметрами технологического процесса: температурой рабочей жидкости и климатическими условиями, неравномерным движением шарового поршня. Пояснения к бюджету неопределенности системы ТПУ по ТПУ высокого класса точности, таблица 5.6 и 5.7.

Таблица 5.7 - Бюджет неопределенности системы при калибровке/поверке по ТПУ ВКТ

Псто-п □ г-.п в«с.гк.кл<-вв:<7гВ С ЕрЛЫ£'ВЕЛЕЕ'к1 нщш {м^ 102 1) С ЕрЛЗДЕЕЛЛЕ'Ч ТПУЕКТ Е Х.ри ОЯрЯТОрЯ |и<т<н Г)

Е, Ь Е к 1 ВС к

]||1Н 414)1 ни ии

Ем птм л>г/к влость ло.ттопт^ияшоГ! [гзавлыжгл упл-пла 414№1?

Енприе.нвлость (=чт=< =ог?глсп; — налила -

Ен присно л ость, не-тшг-Д. з.О'ЭГЛ-К-ВПЯ СРСХВЕТБ ГС ПК ВГЧ = Ч< ГТЕЧОСТО 1П1У ааге Прг СрЕ В4-ЕЗЕ И МОЛИ ] 5Е ПК ВГ< ч< в; пк испито«

Л ■ ч ■■■ и ■ Ш 1!ЫЯ 1№ШШ :Е:£—Ь ЬЛЛП'ПООЕОТ во£ т г. :■: Т1 □ в;=<-В ХЛЛТЕЛЬЕЫТЕ иркпгня и.шпт-олтж юнрхв ^МЕНЬШЕ- ЛПМНШКТСВ :с:£(тгл р.П'П'ПкВ :тг Е ^ДОЖВ ГО ПИ Г О Л&итТД, КЕЭЬЕЕЕ-: ПЕ^ООГ. ^п^рла^п;

Ен присно л ость, п:< ШГ \ [■[Ц'ИГ.ИВП;! СриЛЕТБ гвпквгч хдоффлп о<-втл

Пни^л.шюап, оа-тпаьниэьк оагртпгвостьп гпи т??:перл77к. пав-кле; о пл™ в а ста млваровачвой Д-птт.ъ-гп -ВСОЕриЕЛЕЛЕКТЕ Л^Л?И кзефп ш глтос т-гиБЧ-агфвогС' рдпп ар ЕЕПЯ Л СТИШМООЗ М.шл'ровачвой д-птт.ъ-гп - ВС'ОЕриЕЛЕЛЕК'ТЕ I 0" Г Л*К-ЕГЧ Ю?сфп ЕШ ?ЛТ0В ТГиБ^аГфИОГО рдешпр ?Е Пй Л МШТТИ■ ^-ТПЛТОСТП П1Щ ВСООриЕЛЕЛЕКТЕ ОЗ^НТ (ЛЕЙ ЛНЫСТТ! И Г'ПЛЮЗЛЫ (ГЕЛИ и¿тштгелън[■!"■] TTj.tr>:л 1 И>" ЦК- щи® а.ада- ПТ'П: ЕРЕЧЕ04-ЕЭЕ чегэап ] 5Е пк вг< ч< в; ш* е-л~■:тз тип, ттс' РдоффйЛЕЕЛТ тгипер.тп-эоого рйСЩЛрЕЕОЯ [<:< = Ы £ 15 рлз.1 тат 0<-СТГ ЕЕфТЕЩМ 14!-ТС'В

Применение новых измерительных технологий при изготовлении ИИС позволило значительно улучшить МХ систем эталонов, достигнутых за счет снижения неопределенностей влияющих факторов: снижены потери давления при измерениях, что позволило повысить повторяемость результатов измерений, снижения возмущения потока жидкости, обусловленного технологий процесса (пульсации потока и изменения величины расхода при поверке). Сравнение методов определения объема систем ТПУ эталонными мерниками и ТПУ ВКТ представлены в таблице 5.8.

Таблица 5.8 - Сравнение методов поверки систем ТПУ

Крвтервв с-прнен С [фвнрвёвзн-н ыерЕЕКов С арвневенЕен ТГГУВЕТ

рамчае хненнтъ ни_эз=5. за ьреня юьоен V Ш тпкащорадныя ,- _ иг/ еыбошпся " В ЖШЕ^ТГЧВ

7ЕЛШШ5

щикыжетельвостъ ПСВйрЮ!

№45лзня

Эюовьг при ш> вгркз

Етеинвй рабочев срыы на ТТЛ"

RiHHEBe р асшза

pi i04.it элл к см." ге

на рытльпты

ЕПСёреВЕЕ

к1вянее

темперагтры с крv*a к енго ц

ВОЗЛУТа Е РЗООЧРЕ ЛЛЛККТН

11%

ЭНЛИШ ОД

Еорре-зм ipi-d ТШ" x +-ж человоп? еи'Г^ел - щгавднт el ремонту 111':", нищ ЙЕН у.: ТТО н првдтр :-GI резервЕта й^пй

шжрвпвоаьж) Ва^ти;":". ГГГУ ■оприй^етс! н qsj^jut лкгакч-а райнш: раосдев ТТГУ4КЮ sh чвс прн раооце ::l°icri приела расчил. ПВЧМКв

В.ъинле гемшргтуры [ij-!pуЗ!ДВ1"И1 ¿ТО воиущ] " ■ рДоОЧйЁ НСЮОСТЁ н;.

pe-Tftbrnr нзкерехна.

выболзннне cibap^e го^ео

в пегвее ьреиа шла Трйутагся

Сжтви Еронывкн

ТПУ в ттнлвзапвя загрншеввов волы

е1вяевй б[елрревя исшрени види в ШШ л.

рамчевжвлносгвн пушр&ым ищивв ш

BDUYI Б ВИЙ рвушпг НЗЯЕрбНШ

Гр tic В J ВБЛ к КВаЛВфНКЙПЕВ

персонала

ТН.тг--пнтгт шеш^тьньн

персст.кш

ЭпнТПУП! OJQ1:

PteiL коорогнн. энаанп ИГ/ е лр™. вызола ИЕН hi ТТО - отсуппкт

^ ЕкестЕхкть

ТПУ

гаМЦЫПЕТСЯ ра£чш\ 25-Su% раггоча"':' лежконз

OfCmilWT

He требутетс!

Окутпмт

ЗЫЕС-ЛЕЗе^С! сгитЕык ц сер:ое алок ipt «реесесн cjraEEi^eii

5.2.2 Локальные поверочные схемы

С истема ЛПС ООО • Нефтегазметрологня>» (2. 136.140. 152.154. 160] рисунок 5.7, предназначена хтя передачи единил величин при калибровке поверке и испытаниям ИИС объема объемного расхода, массы массового расхода. Системы ГПЭ еднннпы объема жидкости ГЭТ 216-2018 [164]. рабочие эталоны (РЭ) еднннпы массы 1. 2. 3 и 4 разрядов по ГОСТ 8 021 [11]. ГОСТ OIML R 111-1 [16] (гири классов Е:. F.. F: и Mi [4. 16]. эталонные весы 2 и 3 разрядов). РЭ единицы плотности 1 разряда по ГОСТ 8 024[5] Системы плотности с пределами допускаемой абсолютной погрешности = 0.3 кгV

Передача единиц величин:

- 3.6 АВР 0005 2015 РЭ единицы массы 3 разряда номинального значения 1000 кг -специальным весам с доверительными границами суммарной погрешности =0.005 °о при доверительной вероятности 0.95. методом прямых измерении от РЭ еднннпы массы 1. 2. 3 и 4 разрядов по ГОСТ 8.021 [И]. ГОСТ OIML R 111.1 [16];

- 3 6 АВР 0006 2017 РЭ еднннпы объема 1 разряда номинального значения 0.02 и'

- мернику металлическом) (далее - мернику №3) с доверительными границами суммарной погрешности ± 0.010 е» при доверительной вероятности 0.95. методом косвенных измерений от рабочих эталонов еднннпы массы 1, 2 и 3 разрядов по ГОСТ 8 021 [И]. ГОСТ OIMLR ИМ [16];

-3 6 АВР 0003 2015 РЭ единицы объема 1 разряда номинального значения 1.00 и3

- мернику металлическому (далее - мерннку Ss 1) с доверительными границами суммарной погрешности =0.010®о при доверительной вероятности 0.95. методом непосредственного сличения от ГЭТ 216 [164]:

-3.6 АВР 0004 2015 РЭ единицы объема 1 разряда номинального значения 1.00 м5

- мернику металлическому (далее - мернику Ns2) с доверительными границами суммарной погрешности = 0.010 °о при доверительной вероятности 0.95. методом непосредственного сличения от ГЭТ 216 [155];

-3 6.АВР0010 2018 РЭ эталону единицы плотности 1 разряда в диапазоне значений от 730 до 1010 кг м" - системе плотности жидкости 7835 с расширенной неопределенностью 0.13 кг mj методом непосредственного сличения от рабочего эталона еднннпы плотности 1 разряда при доверительной вероятности 0.95 по ГОСТ 8.024 [5. 146. 148.152].

Рисунок 5.7 - Система передачи единиц величин «НГМ»

Системы вторичны! эталонов

В качестве вторичных эталонов применяют ИИС на базе мерников эталонных с номинальной вместимостью 1 mj. пределами допускаемой относительной погрешности = 0.01%. системы ТТТУ с поминальной вместимостью от 0.02 до 45 М\ пределами допускаемой относительной погрешности = 0.03 %.

Системы вторичных эталонов {ИГУ 0-го разряда. ШУ ЕКТ) для передачп: - еднннны объема методом сличения при помощи компаратора РЭ 1 и 2 разрядов, методом прямых измерений:

-РЭ 2 разряда системам измерений объема:

-единицы массы методом косвенных измерений РЭ 2 разряда системам измерений

массы.

Системы рабочих эталонов 1 разряда

В качестве РЭ 1 разряда применяют ИИС на базе мерников эталонных с номинальной вместимостью 1 пределами допускаемой относительной погрешности = 0.02% и ТЕГУ. КП с номинальной вместимостью от 0.02 до 45 mj. пределами допускаемой относительной погрешности = 0.05 %.

Системы РЭ 1 разряда (ТПУ н КП) применяют для передачи размера:

а) системами РЭ объема 2 разряда:

- системам ШУ и КП методом сличения при помощи компаратора;

- системам измерений объема и поверочным системам на базе ИИС объема методом прямых измерений:

б) системами РЭ массы 2 разряда - системам измерений массы и поверочным базе средств измерений преобразователей массы косвенньр.1 методом;

в) системами массы рабочим преобразователям методом косвенных измерений.

Передача единил объема и массы на месте эксплуатации РЭ 2 разряда от рабочих эталонов 1 разряда (ШУ и КП 1 разряда) выполняется методами прямых и косвенных измерений, методом сличения при помошн компаратора. Применяют сштош измерении температуры, давления, плотности и вязкости рабочей среды, преобразователи объема н массы жнддосгн Б соответствии с требованиями нормативных документов, действующих в cdere гастааоственнаго ютпшкжанга обеспечения единства изменений

Системы рабочих эталоноб 2 разряда

В качестве РЭ 2 разряда применяют:

- системы ТТ1У/ЕП с номинальной вместимостью от 0.02 до 45 ьГ;

- эталонные системы объема (на базе преобразователен объемного расхода, счетчиков) в диапазоне расхода от 0.5 до 3.1-10' м*/ч;

- поверочные системы на оазе эталонов объема в диапазоне расхода от 0.5 до 1,55-10~ м3, ч:

- эталонные системы массы (на базе преобразователен массового расхода, расходомеров массовых счетчики) в диапазоне расхода от 0,4 до 3,13-10й кг/ч:

- поверочные системы на базе эталонов массы и диапазоне расхода 0,4 до 1,56-10 кг/ч.

Системы РЭ 2 разряда (средства измерений объема и поверочные системы на базе преобразователен объема. ГПУ н КП) применяют для передачи размера: единицы объема методом непосредственного сличения н методом прямых измерений системам объема: еднннны массы методом косвенных измерений системам измерений массы.

Системы РЭ 2 разряда (средства измерений массы и поверочные системы на базе преобразователей массы) применяют для передачи размера: еднннпы массы методам непосредственного сличения средства измерений массы: единицы объема методом косвенных измерений системам измерений объема. Рлоочне системы измерении

В качестве средств измерений применяют системы объема, диапазон расхода от 0.5