Содержание к диссертации
Введение
1 Обзор литературы и постановка задачи исследования .. 13
1.1 Средства измерения, применяемые при коммерческом учете товарной нефти 14
1.2 Методика выполнения измерений при коммерческом учете товарной нефти 26
1.3 Анализ влияния свободного газа в потоках товарной нефти на результаты измерения ее расхода 30
1.4 Методика выполнения измерений, учитывающая гидродинамическую структуру потока 36
1.5 Анализ необходимости разработки новой ИИС для измерения содержания свободного газа и обоснование используемого метода измерения 39
1.6 Выводы по главе 1 и постановка задачи исследования 46
2 Разработка имитационной математической модели сигнала радиоизотопного преобразователя плотности напотоке товарной нефти 48
2.1 Физические основы радиоизотопного метода измерения 49
2.2 Применение радиоизотопного метода для измерения газосодержания в потоке жидкости 54
2.3 Разработка имитационной математической модели сигнала радиоизотопного преобразователя на потоке товарной нефти, содержащей свободный газ 58
2.4 Исследование качества разработанной имитационной математической модели
2.5 Полученные результаты и выводы по главе 2 79
3 Разработка и исследование алгоритмов идентификации газожидкостной структуры потока и измерения содержания свободного газа 80
3.1 Общий подход к разработке алгоритмов идентификации газожидкостной структуры потока 80
3.2 Разработка и исследование алгоритма идентификации газожидкостной структуры потока на основе оценок коэффициентов разложения функции плотности распределения сигнала в ряд Грама-Шарлье 92
3.3 Разработка и исследование алгоритма идентификации на основе критериев однородности 109
3.4 Разработка и исследование алгоритма идентификации газожидкостной смеси на основе порядковых статистик 127
3.5 Полученные результаты и выводы по главе 3 139
4 Практическая реализация иис для измерения содержания свободного газа в потоках товарной нефти 143
4.1 Устройство и характеристики ИИС серии РИСГН-1 144
4.2 Метрологическое обеспечение ИИС серии РИСГН-1 151
4.3 Испытания на утверждение типа средства измерения ИИС серии РИСГН-1 159
4.4 Экспериментальные исследования ИИС серии РИСГН 163
4.5 Полученные результаты и выводы по главе 4 166
Заключение 168
Список литературы
- Анализ влияния свободного газа в потоках товарной нефти на результаты измерения ее расхода
- Применение радиоизотопного метода для измерения газосодержания в потоке жидкости
- Разработка и исследование алгоритма идентификации газожидкостной структуры потока на основе оценок коэффициентов разложения функции плотности распределения сигнала в ряд Грама-Шарлье
- Испытания на утверждение типа средства измерения ИИС серии РИСГН-1
Введение к работе
Актуальность работы. Исследования потоков товарной нефти в магистральных трубопроводах для выявления в ней свободного газа и измерения его количества начались в конце 70-х, начале 80-х годов прошлого века Причиной их проведения послужило различие в количестве нефти, принятой к транспортировке и сданной потребителю В СССР за год это различие достигало 2 млн тонн
Для объяснения такого расхождения было высказано предположение о наличии в потоке нефти свободного газа По мере прохождения партии нефти через нефтеперекачивающие станции свободный газ может улетучиваться в атмосферу, в результате его количество на конечной станции окажется меньше, чем на начальной Поскольку свободный газ учитывается турбинными преобразователями расхода (преимущественно используемыми на коммерческих узлах учета нефти) наравне с нефтью, учтенное количество нефти на выходе системы трубопроводного транспорта будет меньше количества нефти, учтенного на входе системы
Проведенные исследования показали, что в потоках нефти в измерительных линиях коммерческих узлов учета присутствует свободный газ, распределенный в виде обособленных скоплений пузырьков В момент прохождения скопления пузырьков содержание свободного газа в нефти может достигать 2% по объему В среднем его содержание в потоке составляет 0 2-0 5% по объему Присутствие в потоке свободного газа приводит к появлению методической погрешности измерения объемного расхода нефти турбинными преобразователями расхода
Чтобы измерять расход товарной нефти с поправкой на свободный газ было предложено дополнить объемный расходомер на узле учета прибором, измеряющим объемную долю свободного газа в потоке нефти
Были начаты работы по созданию автоматизированного бесконтактного радиоизотопного средства измерения содержания свободного газа, по показаниям которого производилась бы автоматическая коррекция показаний преобразователя расхода нефти Однако из-за распада Советского Союза в начале 90-х годов эти работы были приостановлены
В конце 90-х годов прошлого века компания АК «Транснефть» вернулась к идее разработки указанного средства измерения и в 2002 году заказала разработку полного комплекта рабочей конструкторской документации и опытного образца информационно-измерительной системы (ИИС), предназначенной для измерения объемной доли свободного газа в потоках товарной нефти
Таким образом, разработка указанной ИИС и, в частности, создание ее алгоритмического и программного обеспечения, является актуальной задачей
Целью работы является разработка и исследование алгоритмов обработки сигнала для ИИС, предназначенной для определения содержания свободного газа в потоках товарной нефти, а также реализация этих алгоритмов в виде программного обеспечения для микроконтроллеров и персональных компьютеров
Основные задачи исследования. Для достижения указанных целей были поставлены и решены следующие исследовательские и практические задачи
Анализ современного состояния проблемы, заключающейся в возникновении методической погрешности измерения расхода товарной нефти из-за присутствия в ней свободного газа. В результате была сформулирована задача разработки алгоритмов идентификации гидродинамической структуры потока на основе анализа сигналов бесконтактного радиоизотопного измерительного преобразователя плотности
Разработка имитационной математической модели сигнала радиоизотопного преобразователя плотности на потоке товарной нефти, отражающей характерные особенности реального потока.
Разработка алгоритмов обнаружения и измерения содержания свободного газа в потоке товарной нефти, основанных на обработке сигнала радиоизотопного преобразователя плотности
Исследование данных алгоритмов с целью подбора оптимальных параметров их работы, определения их метрологических свойств, изучения их устойчивости к изменению величин, влияющих на результат измерения
Разработка программных средств, реализующих предложенные алгоритмы
Методы исследований. Для решения поставленных задач использованы методы математического моделирования, теории вероятностей и математической статистики, теории погрешностей, методы распознавания образов При математическом моделировании и разработке программного обеспечения использовалась система Matlab и языки высокого уровня С, С++
Результаты, выносимые на защиту.
Имитационная математическая модель сигнала радиоизотопного преобразователя плотности на потоке товарной нефти, содержащей свободный газ
Алгоритм идентификации гидродинамической структуры потока и измерения объемной доли свободного газа в потоках товарной нефти, основанный на порядковых статистиках выборок сигнала радиоизотопного преобразователя плотности
Научная новизна полученных результатов.
Предложена новая имитационная математическая модель, позволяющая формировать случайный процесс изменения газосодержания с произвольным законом распределения и экспоненциальной АКФ, характерный для реальных двухфазных потоков
Разработан новый алгоритм идентификации гидродинамической структуры потока, основанный на признаках однородности выборок сигнала радиоизотопного преобразователя плотности
Разработан новый алгоритм идентификации гидродинамической структуры потока, основанный на порядковых статистиках выборок сигнала радиоизотопного преобразователя плотности
Практическая ценность работы.
Практическую ценность в данной работе представляет программное обеспечение, разработанное для ИИС серии РИСГН-1, в котором реализованы предложенные в работе алгоритмы для обнаружения свободного газа и измерения его содержания
Внедрение результатов работы.
ИИС РИСШ-1-400, разработанная на основе алгоритмического и программного обеспечения, созданного в ходе диссертационной работы, в настоящее время эксплуатируется в тестовом режиме в ОАО «Уралсибнефтепровод»
Разработанное программное обеспечение применяется для исследовательских целей в ООО «Комплекс-ресурс»
Апробация работы. Основные положения диссертации докладывались и получили положительную оценку на международной научно-технической конференции «Проблемы автоматизации и управления в технических системах» в Пензенском государственном университете (2004 г ), на 21-ой и 24-ой международных научно-практических конференциях «Коммерческий учет энергоносителей» в Санкт-Петербурге (2005 и 2006 гг)
Публикации. По теме работы опубликовано две статьи, и тезисы докладов на 3-х конференциях
Структура и объем диссертационной работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, списка использованной литературы и трех приложений Диссертация изложена на 195 страницах, содержит 70 рисунков, 52 таблицы и библиографический список из 83-х наименований
Анализ влияния свободного газа в потоках товарной нефти на результаты измерения ее расхода
Камерными называют тахометрические расходомеры и счетчики, подвижные элементы которых приходят в движение (непрерывное или периодическое) под давлением измеряемой жидкости или газа и при этом отмеривают определенные объемы или массы измеряемого вещества [33]. Типичное значение относительной погрешности измерения расхода жидкости для таких счетчиков ±(0.2-1)% [33]. Диапазон измерения составляет от 5:1 до 20:1 и более.
Вязкость измеряемого вещества меньше влияет на показания камерных расходомеров по сравнению с турбинными. Конструктивно камерные расходомеры сложнее турбинных и шариковых, поэтому они малопригодны при больших расходах измеряемого вещества.
Объемные счетчики применяются для измерения объема жидких нефтепродуктов при малых скоростях движения, в том числе высоковязких про-дуктов (до 3000 мм /с) [58]. При учете нефти и нефтепродуктов наибольшее распространение получили два типа объемных счетчиков - лопастные и с овальными шестернями
Силовыми называются расходомеры, в которых с помощью силового воздействия, зависящего от массового расхода, потоку сообщается ускорение того или иного рода, и измеряется какой-либо параметр, характеризующий степень этого воздействия или его эффекта.
При учете товарной нефти наибольшее распространение получили ко-риолисовые расходомеры, в преобразователях которых под влиянием силового воздействия возникает кориолисово ускорение, зависящее от расхода. Кориолисовые расходомеры выпускаются рядом зарубежных фирм, в т.ч. Micro Motion, Bopp&Reuter, Daniel и др. Относительная погрешность корио-лисовых расходомеров большинства фирм не превышает 0.15-0.2% [52, 58]. Технические характеристики некоторых кориолисовых расходомеров приведены в таблице 1.3:
Технические характеристики кориолисовых расходомеров. Тип расходомера Фирма-производитель Максимальный расход, кг/ч Диапазон расходов Относит. погр-ть,% ELITECMF025 (050, 100,200,300) Micro Motion / Rosemount 2180-272100 80:1 0.15 ELITE D 600 680000 20:1 0.20 S-MASS 100 (300) ANSI Smith Meter Inc. — — 0.15 m400 Schlumberger 408240 100:1 0.15 m-point DQ 600/ZL6070 Endress & Hauser flowtec 180000 — 0.25 MASSFLOMASS 1100 (2100) Danfoss 52000-80000 0.15 RHEONIK Bopp& Reuther — 20:1 (50:1) 0.2 (0.5) TME 520 (580) 60000 10:1 (100:1) 0.2 ABB K-FLOW K2(K15000) ABB K-Flow Inc. 55-408163 — 0.2 Массовые расходомеры обладают следующими достоинствами: - используется прямой метод измерения массы; - высокая точность измерения; - отсутствие влияния свойств жидкости - вязкости, плотности; - высокая надежность; - отсутствие движущихся частей и малые затраты на обслуживание. К недостаткам массовых расходомеров можно отнести ограниченность по диапазону расходов и очень высокую стоимость. Присутствие в потоке жидкости свободного газа отрицательно влияет на их метрологические характеристики [52,58]. 1.1.6 Ультразвуковые расходомеры
Ультразвуковые расходомеры разделяются на основанные на перемещении акустических колебаний движущейся средой и расходомеры, основанные на эффекте Допплера [33,7]. В первом случае скорость потока определяется по разнице времени прохождения ультразвуковых волн по потоку и против потока. Во втором случае измеряется зависящая от расхода доппле-ровская разность частот, возникающая при отражении акустических колебаний неоднородностями потока.
Для коммерческого учета нефтепродуктов в основном используются времяимпульсные расходомеры [69,58,47], в которых измеряется разность времени перемещения коротких импульсов по направлению потока и против него.
Как и для турбинных преобразователей расхода, на метрологические характеристики ультразвуковых расходомеров существенное влияние оказывает профиль скоростей в потоке [33,69]. Для выравнивания профиля скоростей необходимы прямые участки трубы до и после расходомера [69], в некоторых случаях перед расходомером ставится конфузор (сходящееся сопло) [58], а перед конфузором иногда и струевыпрямитель [33].
Для снижения погрешности, вызванной неправильным профилем потока, используются многоканальные системы измерения [58], в которых акустические колебания посылаются не в диаметральной плоскости, а в плоскости через какую-либо из хорд, поскольку скорость, усредненная по диаметру, будет всегда больше средней скорости, усредненной по площади сечения трубопровода. Некоторые расходомеры используют режим с "отражением", когда отраженный от противоположной стенки луч возвращается на ту же сторону трубы после двукратного пересечения потока. В результате этого уменьшается погрешность, вызываемая неправильным профилем потока, поскольку при двукратном пересечении потока компенсируются все паразитные изменения угла преломления из-за искаженного профиля потока [69].
Кроме того, на метрологические характеристики ультразвуковых расходомеров отрицательно влияет содержание в потоке свободного газа и твердых включений.
Относительная погрешность измерения ультразвуковых расходомеров составляет 0.1-0.2% [33,58,69]. Некоторые модели ультразвуковых расходомеров могут определять присутствие в жидкости свободного газа, т.к. его присутствие приводит к существенному ослаблению акустических колебаний [69].
Фирмой Krohne Altometer разработаны ультразвуковые счетчики А1asonic [58], которые используются при коммерческом учете нефтепродуктов. Для устранения влияния профиля скоростей используется пятиканальный измерительный преобразователь, для выравнивания профиля скоростей измерительный участок снабжен конфузором (на входе) и диффузором (на выходе). Характеристики счетчиков Altasonic приведены в таблице 1.4:
Применение радиоизотопного метода для измерения газосодержания в потоке жидкости
Необходимо отметить, что коэффициент No в (2.12) не имеет физического смысла и определяется как параметр линейной зависимости N = f(p).
Поскольку для разных жидкостей эта зависимость неодинакова, то при неизменности активностей источников излучения, параметров трубопровода, взаимного расположении блоков источников излучения, трубопровода и блока детектирования изменения величины No будут определяться только изменениями свойств жидкости. Поскольку этими же факторами определяются изменения величины Nlq, то можно предположить, что N0 = f{Nlq). Так как значение N, в процессе измерений величины (р изменяется в узком диапазоне, то естественно предположить наличие линейной связи между NQ и Nlq, то есть: N0=a + b-Nlq (2.13) Подставляя (2.13) в (2.12) получаем N-Nlq р=цйл (2Л4) Справедливость допущения о наличии линейной связи между N0 и Nlq была проверена экспериментально [47] на трубопроводах диаметром 100, 250 и 400 мм для следующих жидкостей: вода пресная (/?=0,997 г/см ), вода соле-ная (/?=1,1 г/см ), дизельное топливо (р=0,835 г/см ).
Отметим некоторые особенности соотношений (2.11) и (2.14). Значения плотности, определяемые из соотношений (2.9) и (2.10), зависят от параметров juh и jU, которые зависят от химического состава жидкости. Поскольку по трубопроводу могут протекать нефти с различным химическим составом, эта зависимость является источником погрешности определения плотности.
Однако в итоговые соотношения для определения газосодержания (2.12) и (2.14) параметры в щ и /л не входят, поэтому данный способ определения содержания свободного газа является инвариантным к химическому составу вещества в потоке (при условии постоянного измерения плотности чистой жидкости).
Плотность чистой жидкости также может изменяться в зависимости от температуры окружающей среды, а также от партии к партии нефти. Поэтому постоянное определение плотности чистой жидкости является необходимым условием для обеспечения инвариантности значения газосодержания к плотности и химическому составу вещества в потоке.
Особенностью прямого излучения является его локализация в объеме узкого пучка, а также нелинейный характер соотношения (2.6), приводящий к зависимости изменения интенсивности потока излучения от расстояния между источником излучения и локальной неоднородностью плотности.
Вследствие этого соотношение (2.11) не может быть использовано для определения содержания свободного газа. Однако поскольку оно инвариантно к химическому составу и плотности вещества в потоке, оно может использоваться для решения задачи обнаружения свободного газа в потоке нефти.
Для рассеянного излучения характерно распространение во всем объеме контролируемой среды и многократное взаимодействие с атомами вещества. По ослаблению рассеянного излучения можно определить среднюю плотность жидкости во всем объеме рассеяния. Поэтому рассеянное излучение подходит как для обнаружения свободного газа, так и для измерения его содержания.
Однако для измерения газосодержания необходимо обеспечить однородность поля излучения, т.е. постоянство чувствительности преобразователя плотности независимо от положения неоднородности плотности в пределах контролируемого объема.
Последняя из указанных особенностей приводит к постановке отдельной задачи - выбора геометрии системы измерения (количество источников и приемников излучения и их расположение относительно трубопровода), исследования однородности поля излучения, установления степени его неоднородности и выяснения степени влияния этой неоднородности на метрологические характеристики системы измерения.
В данном разделе разработана имитационная математическая модель сигнала радиоизотопного преобразователя плотности на потоке товарной нефти, содержащей свободный газ. Приведены априорные данные для разработки такой модели, предложена методика формирования измерительного сигнала и критерии проверки его соответствия априорным данным. Приведены результаты исследования качества модели в соответствии с этими критериями.
На основе результатов экспериментальных исследований [30; 47] было выявлено, что поток товарной нефти с точки зрения гидродинамики двухфазных течений является преимущественно однофазной структурой. Периодически в потоке появляются небольшие группы пузырьков свободного газа, и структура потока становится двухфазной (рис. 2.4). В работах [30; 47] для описания такой структуры потока предложен термин "спорадически двухфазная пузырьковая структура".
В общем потоке нефть, содержащая скопления пузырьков свободного газа (газожидкостная смесь), чередуется с нефтью, не содержащей свободный газ (чистая жидкость). При реальных содержаниях свободного газа в нефти и скоростях движения потока, интервалы времени протекания через сечение измерительной линии газожидкостной смеси малы по сравнению с интервалами времени протекания чистой жидкости. Интервалы времени протекания нефти с газом имеют случайную величину и время появления. В среднем длительность такого интервала наблюдается приблизительно равной времени прохождения потоком расстояния, равного 10 диаметрам трубопровода. Периодичность появления интервалов газожидкостной смеси и содержание свободного газа в нефти в это время зависит от среднего содержания газа в потоке.
Разработка и исследование алгоритма идентификации газожидкостной структуры потока на основе оценок коэффициентов разложения функции плотности распределения сигнала в ряд Грама-Шарлье
В данной работе в качестве разделяющей поверхности используется гиперплоскость. Спроецировав точки пространства признаков, соответствующие объектам из разных классов, на нормаль к разделяющей гиперплоскости, можно свести задачу классификации к одномерному случаю.
Разбиение многомерного пространства признаков гиперплоскостью равносильно использованию линейной решающей (дискриминантной) функции w = {wl,w2,...,wk} , при этом статистика критерия идентификации определяется как у = \ -w, где \ = {хх,х2,...,хк} - вектор значений исходных признаков,
Предположим, классы, к которым относятся выборки, удовлетворяют условиям модели Фишера [2,60], т.е. принадлежат многомерным нормальным распределениям с общей ковариационной матрицей.
В этом случае границей между областями принятия гипотез о принадлежности выборок к соответствующим классам является гиперплоскость, касательная к общей точке линий постоянного уровня плотности двух распределений.
Если условия модели Фишера не выполняются или выполняются приближенно, можно, тем не менее, все равно попытаться, разделить два класса гиперплоскостью. Мерой разделимости распределений в модели Фишера служит величина d2, называемая расстоянием Махаланобиса между распределениями [2]: /2 =(111,-111,) -I"1.(m.-in,) (3.1) где m,, m2 - векторы математических ожиданий двух классов, 2 - ковариационная матрица. Чем выше расстояние Махаланобиса, тем ниже ошибки классификации. В модели Фишера для определения решающей функции w используется линейный дискриминант Фишера [20]: w=Sw1-(m,-m2) (3.2) где m,, т2 - векторы математических ожиданий двух классов, SW=S,+S2, Sj =(х-т;Их-т,) - матрица разброса внутри класса/. Линейный дискриминант Фишера максимизирует функцию критерия Фишера [20]: где щ, т2 - выборочные средние, sf, s22 - выборочные дисперсии значений обоих классов, спроецированных на некоторую прямую. Нетрудно заметить, что функция критерия (3.3) - это не что иное, как расстояние Махаланобиса между классами в одномерном случае.
Использование линейной дискриминантной функции означает проецирование всех точек классов на прямую, являющуюся нормалью к разделяющей гиперплоскости, поэтому величина J, определяемая соотношением (3.3) может служить мерой информативности набора признаков, если для двух классов известно уравнение разделяющей гиперплоскости.
Другим популярным способом получения уравнения разделяющей гиперплоскости является метод опорных векторов (vector support machine) [61].
После того, как при помощи линейной дискриминантной функции осуществлен переход от многомерного пространства исходных признаков к одномерному, полученный признак может рассматриваться как статистика критерия идентификации, а сама процедура классификации - как проверка простой гипотезы о том, что в потоке находится чистая жидкость против сложной гипотезы о том, что в потоке находится газожидкостная смесь с неизвестными параметрами.
Необходимо сформулировать правило, в соответствии с которым вновь поступающие выборки будут относиться к жидкости или к газожидкостной смеси, т.е. разделить область значений статистического критерия на область принятия гипотезы о чистой жидкости и область отклонения этой гипотезы.
Известно [36], что правило выбора решения, оптимальное по критерию Неймана-Пирсона, является равномерно наиболее мощным при проверке простой гипотезы против сложной альтернативы.
Реализация данного правила оказывается исключительно простой. По множеству значений статистического критерия, полученных по выборкам, относящимся к чистой жидкости, строится эмпирическая функция распределения F0(x). Границей хо критической области является решение уравнения FQ(x0) = ]-a, где а - уровень значимости. Гипотеза о том, что выборка принадлежит к чистой жидкости, принимается при х х0 и отвергается при х х0.
Перед использованием какого-либо алгоритма классификации выборок, этот алгоритм необходимо обучить, т.е. предъявить в явном виде наборы выборок, относящиеся к чистой жидкости и к газожидкостной смеси, по которым будет определена решающая функция и границы критической области.
Особенностью обучения является то, что при различных режимах протекания потока (т.е. при определенных параметрах случайного процесса изменения газосодержания на участках газожидкостной смеси) решающие функции и границы критической области будут различаться.
В данной работе, чтобы избежать излишнего усложнения, алгоритм классификации всегда обучается в том режиме протекания потока, при котором в дальнейшем производится его исследование. Это приводит к тому, что в результате исследования всегда определяются наилучшие теоретически достижимые характеристики алгоритма классификации.
После того, как сформулирован алгоритм для идентификации выборок на газожидкостной смеси, необходимо определить метрологические характеристики методики измерения среднего газосодержания для партии нефти, использующей данный алгоритм.
Для этого множество отсчетов сигнала радиоизотопного преобразователя, полученных при протекании партии нефти, разбивается на блоки из SN выборок в каждом. Блоки обрабатываются по отдельности, для каждого блока определяется среднее газосодержание. Среднее газосодержание для всей партии определяется как среднее газосодержание по всем блокам.
Разбиение множества отсчетов сигнала на блоки выборок производится для того, чтобы среднее газосодержание в партии нефти не зависело от изменения плотности чистой жидкости. При этом предполагается, что плотность чистой жидкости внутри каждого блока меняется незначительно и ее можно считать постоянной. Оптимальный размер блока, обеспечивающий наилучшие метрологические характеристики метода измерения газосодержания, определяется при анализе алгоритма классификации выборок.
Исследование метрологических характеристик метода измерения газосодержания проводится путем анализа сигналов радиоизотопного преобразователя, сформированных при помощи разработанной в главе 2 имитационной математической модели сигнала. Метрологические характеристики исследуются при долях чистой жидкости в партии нефти Piq = 0.8 и 0.5 и при различных скоростях потока VJJOW = 1, 2 и 5 м/с, перекрывающих диапазон возможных скоростей на коммерческих узлах учета товарной нефти. В результате имеют место шесть комбинаций параметров, показанных в таблице 3.1
Испытания на утверждение типа средства измерения ИИС серии РИСГН-1
Предложенный в главе 3 алгоритм обнаружения и измерения содержания свободного газа был реализован в виде программного обеспечения серийно изготавливаемых радиоизотопных ИИС модификаций РИСГН-1-400 и РИСГН-1-250.
В данной главе описано аппаратное, программное и метрологическое обеспечение данных ИИС. Приведено описание испытательного метрологического стенда для проведения эксплуатационных испытаний ИИС серии РИСГН-1, созданного в ОАО «Уралсибнефтепровод» на нефтеперекачивающей станции «Нурлино» и аттестованного ВНИИМ им. Д.М. Менделеева. Описана методика проведения эксплуатационных испытаний.
В разделе 4.1 рассмотрено назначение, устройство и основные характеристики ИИС серии РИСГН-1, описано программное обеспечение ИИС.
В разделе 4.2 рассмотрено метрологическое обеспечение ИИС серии РИСГН-1, включая методики проведения первичной и периодической поверок, приведено описание поверочной установки, предназначенной для воспроизведения содержания свободного газа в товарной нефти
В разделе 4.3 рассмотрены метрологический стенд для проведения эксплуатационных испытаний ИИС серии РИСГН-1, методика проведения и результаты эксплуатационных испытаний, на основании которых на ИИС серии РИСГН-1 был получен сертификат об утверждении типа средства измерения.
В разделе 4.4 рассмотрены результаты экспериментальных исследований работы ИИС РИСГН-1-400, проведенных на месте эксплуатации. Радиоизотопные ИИС для измерения содержания свободного газа в нефти серии РИСГН-1 предназначены для бесконтактного измерения процентного содержания свободного газа в товарной нефти в измерительных линиях ДУ-250 и ДУ-400 в системе измерения количества нефти при приеме-сдаче нефти между предприятиями, осуществляющими добычу, транспортировку и потребление товарной нефти.
Основные технические характеристики ИИС РИСГН-1-400 и РИСГН-1 250 приведены в таблице 4.1. Таблица 4.1 - Основные технические характеристики ИИС серии РИСГН-1. Диапазон измерения среднего содержания свободного газа, объемных % от 0 до 4,0 Предел допускаемой основной абсолютной погрешности измерения с доверительной вероятностью РДОВ=0.95, объемных% ±0.2
Условия эксплуатацииДля блоков детектирования и блоков гамма-излучения Диапазон температуры окружающей среды, С Диапазон относительной влажности, %Для блоков питания и контроллераДиапазон температуры окружающей среды, С Диапазон относительной влажности, % От-50 до 50 От 10 до 95 без конденсацииОт 10 до 35 От 10 до 75 без конденсации
Наружный диаметр трубопровода для установки измерителя,ммдля РИСГН-1-250для РИСГН-1-400 250 400 ИИС обеспечивает измерение среднего значения содержания свободного газа за последние 15 минут работы и измерение "скользящего среднего" за последние 2 часа работы. Обновление показаний происходит каждые 15 минут.
Режим работы ИИС - длительно-непрерывный, ИИС может эксплуатироваться круглосуточно. Первичный преобразователь ИИС не оказывает дополнительного гидравлического сопротивления потоку нефти, не влияет на форму, направление и скорость движения потока, не влияет на физический и химический состав нефти.
ИИС серии РИСГН-1 сконструированы таким образом, что в процессе измерения не требуется каких либо подстроек или других действий оператора, обслуживающего ИИС. Для работы с ИИС оператору не требуется каких-либо дополнительных специальных знаний, так как после включения прибора информация выводится на цифровой индикатор контроллера или на монитор компьютера.
В состав ИИС РИСГН-1-250 и РИСГН-1-400 входят радиоизотопный измерительный первичный преобразователь ослабления гамма-излучения веществом объекта измерения (РИПО) и вторичное устройство обработки информации (УОИ). РИПО устанавливается на измерительной линии узла учёта нефти, а УОИ - в теплом помещении операторной узла учета.
Конструктивно РИПО представляет собой прямоугольную разборную раму (рис. 4.1), которая монтируется непосредственно на трубопроводе измерительной линии 1. Внутри рамы под трубопроводом в соответствии с выбранной геометрией измерения установлены: два блока гамма-излучения 2 типа БГИ-75А (для РИСГН-1-250 - БГИ-60А), пучки излучения которых направлены навстречу друг другу по хорде сечения трубопровода, и один блок БГИ-75А (БГИ-60А), установленный в нижней части рамы, пучок излучения которого направлен вверх по вертикальному диаметру сечения трубопровода.
В верхней части рамы над трубопроводом установлен один сцинтилля-ционный блок детектирования 3 типа ГЖРА.467749.002.
Для уменьшения статических нагрузок на трубопровод предусмотрена установка рамы на специальную ферму, жестко установленную под трубой. При этом рама устанавливается на ферму посредством четырех пружин 4 с возможностью регулировки статической нагрузки. Эти пружины также обеспечивают постоянство положения источников 2 и приемника излучения 3 относительно трубопровода 1.
Нижний блок источника излучения (рис. 4.1), "просвечивающий" трубу по диаметру, предназначен для формирования прямого излучения. Узкие пучки гамма-излучения, испускаемые двумя источниками излучения, "просвечивающими" трубу по хорде, рассеиваются в нижней части сечения трубопровода, в результате чего формируется поле рассеянного излучения, охватывающее все поперечное сечение трубопровода.
