УДК 681.518.3.665.7
СОВРЕМЕННЫЕ ПОДХОДЫ К ПОСТРОЕНИЮ СИСТЕМ ИЗМЕРЕНИЯ КОЛИЧЕСТВА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ
Б.Б. Серов
Рассматривается архитектура узлов учета количества нефти и нефтепродуктов нового поколения, производимых компанией РкЬег-Коаетошй. Приводится сравнительный анализ предлагаемых фирмой и традиционных измерительных систем.
Современные тенденции в развитии систем сбора, обработки информации и управления все более широко внедряются и в традиционно консервативные области измерений, какой является коммерческий учет нефти и нефтепродуктов. По существу архитектура большинства вновь проектируемых узлов учета все еще базируется на оборудовании и принципах, заложенных в 70-е годы, несмотря на то, что за это время сменилось не одно поколение приборов и систем измерений. Современные тенденции в автоматизации диктуют и новые подходы к развитию измерительных систем учета жидких углеводородов.
СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ЗАКОНОДАТЕЛЬНОЙ И НОРМАТИВНОЙ БАЗЫ
Нормативная база, регламентирующая вопросы метрологического обеспечения измерения и учета нефти и нефтепродуктов, сложилась в 7СН80 годы. Она включает в себя:
• два основных Закона — "Об энергосбережении" и "Об обеспечении единства измерений";
• около двадцати пяти государственных стандартов, рекомендаций по метрологии (без учета методик поверки средств измерений) и примерно столько же ведомственных инструкций, регламентирующих вопросы учета нефти и нефтепродуктов. Основополагающим стандартом,
регламентирующим методы измерения массы нефти и нефтепродуктов, является ГОСТ 26976-86 "Нефть и нефтепродукты. Методы измерения
массы". Стандарт устанавливает требования к погрешностям методов измерений массы брутто и массы нетто.
В нормативно-технической документации, регламентирующей метрологическое обеспечение при измерении массы нефти и нефтепродуктов в настоящее время отсутствуют стандарты, определяющие требования к средствам измерений массы нефти и нефтепродуктов: технические требования, методы испытаний и поверки и т.д., хотя среди рекомендаций международной организации законодательной метрологии (МОЗМ), которые признает Госстандарт, имеются требования к системам измерения расхода и количества, в том числе, и прямым измерениям массы. К ним относятся:
• МОЗМ 117. — Измерительные системы для жидкостей, отличных от воды;
• МОЗМ 105. - Измерительные системы для прямого измерения массы жидкости. Очевидно, что в новой редакции ГОСТ 26976 должны быть отражены последние достижения измерительной техники, в частности такие, как массовые расходомеры.
В некоторых странах мира при учете нефти и нефтепродуктов широко применяют прямые методы, особенно при приемо-сдаточных операциях в автомобильные и железнодорожные цистерны, а также при добыче нефти. Например:
• Голландия, Shell — коммерческий учет нефти и дизельного топлива в трубопроводах;
• Швейцария, BP — отгрузка бензина, дизельного топлива в автоцистерны;
• Малайзия, Shell — отгрузка очищенных нефтепродуктов в танкеры;
• Саудовская Аравия, Aramko — измерения содержания чистой нефти в устье нефтяной скважины;
• Германия, DEA — отгрузка сырой нефти из танкеров. Измерение состава нефти и
нефтепродуктов регламентируется стандартами, которые также требуют актуализации в соответствии с современными требованиями. Учитывая также требования Закона "Об обеспечении единства измерений", где говорится о том, что "измерения должны осуществляться по аттестованными в установленном порядке методикам" (статья 9), а также ГОСТ Р 8.563-96 "ГСИ. Методики выполнения измерений", стандарты, регламентирующие методы определения показателей качества нефти и нефтепродуктов, должны учитывать и эти требования.
ТРАДИЦИОННЫЕ СИСТЕМЫ ИЗМЕРЕНИЯ
Стандартный узел учета состоит, как правило, из следующих блоков и элементов:
• блока измерительных линий, состоящего, как правило, из 3 линий (рабочей, резервной и контрольной), который включает в себя фильтры, турбинные преобразователи расхода (ТПР), прямые участки до и после ТПР, струевыпрямители, запорную ар-
26 _ Sensors & Systems • № 2.2001
матуру, датчики давления и температуры, клапаны регулирования расхода и пр.;
• блока контроля качества, в состав которых входят по два поточных плотномера и вискозиметра, автоматические пробоотборники и пробосборники, датчики давления и температуры, насосы, термостаты, сигнализаторы загазованности и пожара и пр.;
• вторичной аппаратуры и блока обработки информации;
• в состав узла учета входят про-боотборное устройство, стационарная турбопоршневая установка (или предусмотрено подключение передвижной ТПУ), сигнализатор содержания свободного газа, образцовые средства измерений для плотномеров и вискозиметров, дополнительные средства измерений.
СОВРЕМЕННЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К СРЕДСТВАМ И СИСТЕМАМ ИЗМЕРЕНИЯ
• Средства измерения являются "интеллектуальными", т.е. не только измеряют, но и обрабатывают информацию, современные полевые приборы являются "серверами" данных.
• Полевые приборы многофункциональны, осуществляют полное инженерное решение измерения всех необходимых параметров в одной точке.
• Передача информации от полевых приборов к системе осуществляется посредством цифровых протоколов, позволяющих передавать значительные массивы информации и исключающих дополнительные погрешности, связанные с передачей и преобразованием измеряемых параметров.
• Система измерения должна обеспечивать возможность приема не отдельных физических сигналов от каждого средства измерения, а получать и обрабатывать массивы информации от "ин-теллектульных" приборов.
В качестве подобной системы измерения количества нефти и нефтепродуктов, отвечающая мировым
тенденциям в области приборостроения и автоматизации и удово-летворяющая требованиям, предъявляемым к товарно-коммерческим операциям, можно привести автоматизированный узел учета нового поколения, основанный на применении кориолисовых расходомеров Micro Motion, компакт-прувера Brooks и системы обработки информации и управления DeltaV.
Архитектура узла учета показана на 3 стр. обложки.
Такой узел учета по сравнению с традиционным имеет следующие преимущества:
Многофункциональность. Кори-олисовый расходомер одновременно измеряет в одном месте и выдает информацию по мгновенному и суммарному массовому расходу, мгновенному и суммарному объемному расходу, плотности, температуре при рабочих условиях, а также диагностическую и служебную информацию. При традиционных средствах измерения точки измерения расхода и плотности разнесены и требуют для приведения к одинаковым условиям измерения дополнительных датчиков давления и температуры.
Прямое измерение массового расхода. В соответствии с действующими нормативными документами для товарно-коммерческих расчетов приемо-сдаточные операции осуществляются в единицах массы. Кориолисовый расходомер осуществляет прямое измерение массового расхода. Все остальные типы расходомеров, применяемые при коммерческом учете, используют объемный принцип измерения расхода, т.е. метод измерения массового расхода является косвенным, что приводит к использованию дополнительного оборудования и как следствие — возникновению дополнительных погрешностей измерения.
Метрологические характеристики. Суммарная погрешность узла учета по массе брутто будет определяться только погрешностью массового расходомера, и она составит 0,1% + стаб.нуля по массе брутто для модели CMF ELITE. В случае применения объемного расходомера (турбинного, роторного, ультразвукового) суммарная погрешность по массе брутто складывается из по-
грешностей расходомера, плотномера, вискозиметра, датчиков давления и температуры на измерительных линиях и погрешности в блоке качества и контроллера, обеспечивающего обработку сигналов вышеназванных средств измерения и вычисление массового расхода. И для того, чтобы уложится в нормируемую ГОСТ 26976-86 погрешность по массе брутто — 0,25% зачастую приходится прибегать к искусственным методам, таким например, как уменьшение рабочего диапазона измерения объемного счетчика.
Невосприимчивость к изменениям рабочей среды. На показания ко-риолисового расходомера не влияют изменения вязкости, плотности, профиля скоростей в отличие от объемного расходомера. С применением кориолисового расходомера исчезает проблема "раскрутки" — тенденции к увеличению импульс-фактора при непрерывной работе турбинного преобразователя расхода, проблемы, характерной для ТПР всех ведущих мировых производителей, в том числе и с гели кои дным ротором.
Надежность. Кориолисовый расходомер не имеет движущихся частей, попадание механических частиц и свободного газа не приводит к повреждению сенсора. В связи с отсутствием дополнительного оборудования, сопутствующего объемным расходомерам (фильтры, струевып-рямители, плотномеры, вискозиметры и т.п.), увеличивается общее время наработки на отказ для узла учета в целом.
Минимальное техническое обслуживание. В связи с долговременной стабильностью нормативных метрологических характеристик, отсутствием необходимости в ремонте и в запасных частях кориолисового расходомера нет необходимости во внеочередных поверках и в периодическом монтаже-демонтаже для профилактического обслуживания.
Для рассматриваемого узла учета поверке подлежат только два расходомера. Система верхнего уровня получает информацию по НАЛТ-протоколу, не использует измерительные каналы и поэтому по-су-ществу является информационно-вычислительной, а не информаци-
Дятчики и Системы • № 2.2001_ 27
онно-измерительной и не вносит дополнительных погрешностей в измерение. Для сравнения на стандартном узле учета на объемном расходомере поверке подлежат: 3 расходомера, 4 датчика давления и 4 датчика температуры, 2 плотномера, 2 вискозиметра, 1 компьютер расхода.
Таким образом использование массовых расходомеров существенно понижает трудоемкость и затраты, связанные с проведением поверочных работ.
Минимальная стоимость дополнительного оборудования. Отсутствует необходимость в прямых участках, струевыпрямителях, блоках качества с плотномерами, вискозиметрами, насосами, промывочным оборудованием, датчиках давления, температуры, дете
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.