Предлагаем вниманию читателей подборку статей по материалам 3-й Всероссийской конференции «Метрология и стандартизация нефтегазовой отрасли — 2013», прошедшей 21—23 октября 2013 г. во ВНИИМ им. Д. И. Менделеева. Конференция была посвящена актуальным вопросам метрологического обеспечения производства в нефтегазовой отрасли, состоянию нормативно-методической базы измерительных технологий, разработке нормативной документации и аттестации методик измерений, анализу проб нефти в лабораториях, проведению количественной и качественной оценок измерений нефти и нефтепродуктов и другим вопросам. Статьи написаны руководителями метрологических служб компаний и предприятий нефтегазовой отрасли, специалистами научных организаций и предприятий, специализирующихся на разработке, изготовлении и поставках средств измерений, аналитического и испытательного оборудования для предприятий топливно-энергетического комплекса.
531.758:528.563
Совершенствование эталонной базы в области измерений плотности сжиженных углеводородных газов и широкой фракции
легких углеводородов
А. В. ДОМОСТРОЕВ
Всероссийский научно-исследовательский институт им. Д. И. Менделеева, С.-Петербург, Россия, e-mail: a.v.domostroev@vniim.ru
Проанализированы проблемы в области метрологического обеспечения измерений плотности сжиженных углеводородных газов и широкой фракции легких углеводородов, связанные с отсутствием прослеживаемости результатов измерений к государственному первичному эталону единицы плотности ГЭТ 18—2000. Рассмотрен новый метод передачи единицы от этого эталона подчиненным средствам измерений плотности и государственным стандартным образцам.
Кпючевые слова: плотность, углеводороды, эталон, прослеживаемость результатов измерений.
The problems in the field of metrological assurance of liquified hydrocarbons and broad fraction of light hydrocarbons density measurements due to the absence of traceability of measurement results to the state primary standard density. Of density unit GET 18—2000 — have been analyzed. A new method of unit transfer from this standard to subordinate measuring instruments and state certified reference materials is considered.
Key words: density, the state primary standard, traceability of measurement results, metrological assurance, hydrocarbons.
В РФ учет жидкого углеводородного топлива традиционно ведется в единицах массы. Для этой цели в промышленных масштабах используют прямые и косвенные статические и динамические методы измерений [1]. Не составляет исключения и методология ведения учета сжиженных углеводородных газов (СУГ).
В связи с ростом потребления СУГ внутри страны и объемов их поставки на экспорт с использованием газоналивных судов и железнодорожного транспорта возникла необходимость достоверного учета количества СУГ на всех этапах передачи от производителя до конечного потребителя. Наиболее достоверным является прямой массовый статический метод учета, т. е. взвешивание емкости на весах до и
после слива (заполнения) [1]. В этом случае определяют всю массу газа в емкости независимо от ее распределения между фазами. Данный метод широко применяют при поставках газа железнодорожными и автомобильными цистернами, а также при продаже газа бытовыми газовыми баллонами. Для учета СУГ, отгружаемых в танки газоналивных судов, а также в железнодорожные и автомобильные цистерны, служит прямой динамический метод с использованием поточных массомеров кариолисового типа. Оба метода подробно рассмотрены в [2].
Кроме прямых методов измерений широко используют косвенные статические и динамические, основанные на измерениях объема и плотности СУГ в режиме реального
времени. Одна из ключевых проблем при организации коммерческого учета СУГ косвенными методами — отсутствие метрологического обеспечения средств измерений (СИ) плотности жидкой фазы газа. Плотности жидких фаз СУГ и их смесей, пригодных для хранения и транспортировки в сжиженном состоянии при температурах от -40 до +50 °С, что соответствует реальным температурам окружающего воздуха для большинства регионов Земли, находятся в диапазоне 500—600 кг/м3 [3].
В настоящее время на рынке представлено достаточно много моделей плотномеров вибрационного типа, сконструированных для установки в резервуарах и трубопроводах, а также ультразвуковых и поплавковых плотномеров для резервуаров, конструктивно допускающих измерения плотности жидкой и паровой фаз СУГ. Ограниченное использование таких СИ связано, в первую очередь, с отсутствием метрологического обеспечения в диапазоне плотностей жидкой фазы СУГ. По этой же причине абсолютное большинство плотномеров при проведении испытаний с целью утверждения типа СИ не было исследовано в диапазоне плотности 500—600 кг/м3, и достоверность показаний в этом диапазоне ничем не подтверждена. Отсутствие стандартизованных методов передачи единицы и прослеживаемости результатов измерений к государственному эталону плотности ГЭТ 18—2000 является основным фактором, не позволяющим достоверно оценить доверительные границы погрешностей косвенных методов измерений массы СУГ. В утвержденных нормативных документах на косвенные методы измерений массы СУГ и широкой фракции легких углеводородов [4] установлены допускаемые пределы погрешности результатов измерений массы, рассчитанные в том числе с использованием значений погрешностей применяемых СИ плотности СУГ, которые заявлены производителями, но не подтверждены в процессе испытаний. Отсутствие просле-живаемости результатов измерений плотности СУГ ставит под сомнение достоверность результатов измерений их массы косвенными методами и соответственно приводит к нарушению положений закона [5].
Существующая поверочная схема для СИ плотности [6] обеспечивает передачу единицы плотности в диапазонах избыточных давлений и температур, характерных для СУГ, посредством рабочих эталонов (РЭ) 1-го разряда (напорных металлических пикнометров и эталонных автоматических плотномеров). При этом единица плотности передается при нормальных условиях РЭ 1-го разряда от вторичных эталонов, непосредственно связанных с первичным эталоном плотности ГЭТ 18—2000. Наименьшие абсолютные погрешности РЭ в диапазонах рабочих давлений и температур находятся в пределах 0,1—0,2 кг/м3, что обеспечивает запас по точности при передаче единицы рабочим СИ плотности. Однако РЭ не проходили испытаний в диапазоне плотностей СУГ и поэтому не могут применяться для передачи единицы рабочим СИ. Решением данной проблемы могло стать расширение возможностей ГЭТ 18—2000 в область передачи единицы в диапазоне плотностей и давлений, характерных для СУГ.
Такая задача была поставлена перед ВНИИМ — держателем первичного эталона плотности. В рамках ее решения в 2013 г. были расширены области передачи единицы в диапазон плотностей СУГ 400—650 кг/м3, избыточных давлений 0—4,5 МПа и температур 5—60 °С.
В настоящее время конструктивные особенности оборудования ГЭТ 18—2000 позволяют осуществлять передачу единицы при давлениях, близких к атмосферному, и в диа-
пазоне температур 10—40 °С. Эталон плотности представляет твердую меру плотности квазиправильной сферической формы (эталонная сфера), изготовленную из кварцевого стекла, подвергнутого термической обработке. Масса и объем сферы известны с высокой степенью точности. Единица передается путем взвешивания сферы, погруженной в жидкость-компаратор. Аналогичный принцип передачи единицы положен в основу первичных эталонов плотности национальных метрологических институтов всех ведущих экономически развитых стран.
В связи с тем, что прямая передача единицы плотности от эталонной сферы сжиженным углеводородным газам на данном этапе технически невозможна из-за высокого давления насыщенных паров СУГ (до 3,5 МПа при 60 °С для пропана) [7], было принято решение в состав эталона включить комплекс аппаратуры, позволяющий передавать единицу плотности при указанных условиях. Основу комплекса составили два напорных металлических пикнометра и высокоточные равноплечие эталонные весы-компаратор.
При выборе модели пикнометров были приняты во внимание требования к их конструкции для измерений плотности легких светлых нефтепродуктов с высоким давлением насыщенных паров, рекомендованные [8]. Схема конструкции пикнометра приведена на рис. 1.
Действительные значения вместимостей пикнометров при нормальных условиях и коэффициент изменения вместимости при изменении температуры были определены с помощью эталонной жидкости-компаратора, плотности которой в диапазоне температур 10—40 °С были измерены методом гидростатического взвешивания эталонной сферы непосредственно на эталоне ГЭТ 18—2000. В качестве эталонной жидкости для исследований пикнометров применяли тридекан (С13Н28). Его выбор был обусловлен малым давлением насыщенных паров, меньшим чем у дистиллированной воды поверхностным натяжением и относительной долговременной стабильностью свойств. Коэффициент изменения вместимостей пикнометров в зависимости от давления определен с использованием табличных значений плотности дистиллированной воды в диапазоне давлений 0—10 МПа.
пш
Рис. 1. Конструкция пикнометра для измерений плотности сжиженных газов, рекомендованная стандартом [8]
Рис. 2. Уравновешивание пикнометра и эталонного набора гирь на весах-компараторе Raymor HCE-25G
Действительные значения вместимостей пикнометров находили весовым методом по способу точного взвешивания Менделеева с применением равноплечих весов и получением результата измерения плотности жидкости-компаратора в соответствии с уравнением
V, р = М Р р, (1)
где р — вместимость пикнометра при температуре ? и давлении р; М1, рг р — масса и плотность эталонной жидкости (тридекана) в объеме пикнометра.
Измерение массы эталонной жидкости в объеме пикнометра включало следующие этапы:
вакуумирование внутренней полости пикнометра; уравновешивание пикнометра и эталонного набора гирь на весах-компараторе Raymor НСЕ-25в аналогичным тарным пикнометром и тарными гирями (рис. 2);
заполнение внутренней полости пикнометра эталонной жидкостью;
термостатирование заполненного эталонной жидкостью пикнометра;
уравновешиван
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.