Содержание к диссертации
Введение
1 Анализ условий эксплуатации информационно-измерительных систем количества нефти в магистральных нефтепроводах 11
1.1 Эксплуатационные характеристики магистрального нефтепровода 11
1.2 Обобщенная схема ИИС 15
1.3 Оценка соответствия условий эксплуатации и поверки ИИС 19
1.4 Требования к условиям эксплуатации ИИС для повышения их . точности и метрологической надежности 32
1.5 Обработка результатов измерений ИИС и определение погрешности 39
1.6 Выводы к первому разделу 56
2 Исследование метрологических характеристик существующих ИИС 60
2.1 Постановка задачи исследования метрологических характеристик существующих ИИС 61
2.2 Функция преобразования ИИС с ТПР 62
2.3 Результаты исследования функции преобразования ИИС с ТПР 64
2.4 Экспериментальные исследования ИИС 72
2.4.1 Аппаратура для проведения экспериментальных исследований 74
2.4.2 Обработка данных измерений 76
2.4.3 Обработка ансамбля трендов РФС 83
2.4.4 Результаты экспериментальных исследований ТПР 83
2.5 Функция преобразования ИИС с УПР 88
Выводы ко второму разделу 94
3 Разработка и исследование расходомера для ИИС объема нефти в трубопроводах 97
3.1 Постановка задачи исследования метрологических характеристик расходомера ИИС 97
3.2 Диффузия вихря в потоке нефти 101
3.3 Описание существующих устройств 102
3.4 Описание предложенного устройства 104
3.5 Исследование точности работы предложенного устройства 114
3.6 Разработка структуры расходомера с коррекцией погрешностей, вызванных влиянием ВВФ за счет изменения качества нефти 120
3.7 Выводы к третьему разделу 122
4 Разработка и исследование расходомера ИИС массы нефти в трубопроводах 123
4.1 Описание предложенного устройства 124
4.2 Исследование точности предложенного устройства 133
4.3 Требования к точности плотномера, используемого в ИИС потребителя нефти 137
5 Методика обработки результатов измерений ИИС в измерительных каналах расхода и массы нефти 146
5.1 Постановка задач и исследования 146
5.2 Алгоритмы обеспечения метрологической надежности ИИС
5.2.2 Структура алгоритма взаимокорреляционной обработки сигналов
Заключение 153
Библиографический список
- Оценка соответствия условий эксплуатации и поверки ИИС
- Результаты исследования функции преобразования ИИС с ТПР
- Исследование точности работы предложенного устройства
- Алгоритмы обеспечения метрологической надежности ИИС
Введение к работе
Актуальность работы. Нефтепроводный транспорт Российской федерации является одним из самых крупнейших нефтепроводных транспортов мира Имея протяженность несколько тысяч километров, он обеспечивает нефтью многие сотни потребителей, к которым относятся крупнейшие предприятия СНГ и Европы В настоящее время ведется интенсивное строительство ещё одной ветви нефтепровода, соединяющего РФ с Китаем и Японией
Огромный объем перекачиваемой нефти требует грамотно организованной системы ее" учета Учет продажи и покупки нефти осуществляется при помощи информационно-измерительных систем (ИИС) массы и объема энергопродукта, расположенных на нефтепроводе в различных его точках, как на стороне поставщика, так и на стороне потребителя При этом обе стороны заинтересованы в высокоточном измерении количества нефти, так как в противном случае они могут понести значительные материальные потери Например, при цене нефти 78 долларов за баррель и прокачке 300 миллионов тонн нефти в год экономический эффект от снижения погрешности измерения массы на 0,1% составит 141,3 млн долларов в год
Точность ИИС определяется многими факторами, основными из которых являются - влияние температуры окружающей среды, изменение неизмеряемых параметров нефти, таких как наличие газов, воды, механических примесей, растворенных парафинов, серы, вязкости и т д, изменение параметров нефтепровода
Эти причины связаны с тем, что по нефтепроводу перекачиваются последовательно различные партии нефти Партия нефти формируется поставщиком при закачке нефти в нефтепровод Свойства нефти каждой партии формируются и контролируются поставщиком в процессе ее подготовки к отправке потребителю После отгрузки очередной партии нефти поставщик формирует последующую партию нефти, как правило, имеющую новый состав Кроме того, на условия проведения измерений массы нефти оказывает влияние температурная зависимость свойств нефти, возникающая при климатических воздействиях окружающей среды на нефтепровод, а также состояние нефтепровода, по которому эта нефть транспортируется
Разработанные методики поверки ИИС не учитывают многих из указанных факторов Поэтому в процессе работы у ИИС снижается метрологическая надежность, увеличивается результирующая погрешность, тренд которой направлен на занижение значения объема прокачиваемой нефти из-за осаждения парафина и других веществ на чувствительных элементах ИИС и изменения профиля потока нефти в нефтепроводе Действующая нормативная документация не учитывает действие этих факторов в условиях эксплуатации ИИС Поэтому необходимо провести детальный теоретический и экспериментальный анализ диапазона изменения указанных выше факторов и оценить влияние их на используемые при перекачке нефти ИИС, определить
4 пределы изменения результирующей погрешности, и разработать методику выбора межповерочного интервала
Применяемые в настоящее время на магистральных нефтепроводах ИИС количества нефти используют в своем составе турбинные (ТПР) и ультразвуковые (УПР) преобразователи расхода, которые в силу вышеперечисленного не обеспечивают требуемой точности Подвижный элемент ТПР взаимодействует с движущимся потоком нефти, что вызывает изменение профиля потока и приводит к снижению точности результатов измерений Чувствительные элементы УПР не взаимодействуют с движущимся потоком нефти, и не охватывают полностью профиль потока, а также изменения профиля в контролируемом сечении нефтепровода За счет этого возникает погрешность аппроксимации профиля, которая приводит к снижению точности результатов измерений
Таким образом, теоретические и экспериментальные исследования влияния вышеперечисленных факторов на результирующую погрешность ИИС количества нефти, определение предельно допустимых минимальных значений результирующей погрешности ИИС и создание высокоточных информационно-измерительных систем массы и объема перекачиваемой нефти является задачей актуальной и своевременной
Целью диссертационной работы является экспериментальное определение диапазона изменения неизмеряемых параметров нефтепродукта (нефти) и изменяющихся параметров нефтепровода, оценка их влияния на результирующую погрешность ИИС количества нефти, а также создание высокоточных ИИС массы и объема перекачиваемой нефти
Для достижения поставленной цели в диссертационной работе были поставлены и решены следующие задачи:
Сформированы статистические материалы и проведены экспериментальные исследования изменений неизмеряемых параметров нефти, что не учитывается в требованиях существующих нормативных документов
Проведен анализ влияния изменений неизмеряемых параметров нефти на результирующую погрешность ИИС количества нефти
Проанализированы потенциальные возможности повышения точности известных ИИС, основанных на применении турбинных преобразователей расхода и ультразвуковых преобразователей расхода, что позволило определить минимально достижимые значения их погрешности
Разработаны информационно-измерительные системы на основе ультразвуковых преобразователей расхода, обеспечивающие высокоточные измерения объема нефти, транспортируемой по нефтепроводу Исследованы влияния изменений параметров нефти и профиля потока на результирующую погрешность измерителей объема
Разработан высокоточный ультразвуковой измеритель массы нефти и проведены исследования влияния параметров нефти и профиля потока на его результирующую погрешность
Разработана методика выбора межповерочного интервала с учетом реальных условий эксплуатации ИИС
Сформирована методика обработки данных измерений количества нефти, обеспечивающая повышение точности учета нефти Методы исследования
При решении задач, поставленных в диссертационной работе, использовались методы математического моделирования, статистического анализа, информационно-измерительной техники, теории погрешности
Научная новизна
На основании обработки статистических данных определен диапазон изменения неизмеряемых параметров нефти, транспортируемой по нефтепроводу, который позволяет определить предельные возможности по точности существующих ИИС количества нефти
Показано, что межповерочный интервал, назначенный на основании требований действующих нормативных документов, в большинстве случаев, является завышенным, что приводит к снижению метрологической надежности ИИС количества нефти Разработанная методика выбора межповерочного интервала позволяет учитывать реальные условия эксплуатации
На основании исследования функции преобразования ИИС с ТПР, подверженной влиянию неизмеряемых параметров нефти и параметров нефтепровода, получено предельно достижимое минимальное значение погрешности ИИС количества нефти, что ограничивает их использование в случае, когда требуется высокая точность
Разработана информационно-измерительная система с УПР, которая обеспечивает высокоточные измерения объема нефти, транспортируемой по нефтепроводу Исследованы влияния изменений параметров профиля потока нефти на результирующую погрешность измерителя объема
Разработан высокоточный ультразвуковой измеритель массы нефти и проведены исследования влияния параметров нефти и профиля потока на его результирующую погрешность
Сформирована методика обработки данных измерений количества нефти, обеспечивающая повышение точности учета нефти
Практическая ценность работы.
Разработанные ИИС массы и объема транспортируемой нефти, благодаря своей высокой точности, позволяют получить значительный экономический эффект Разработанные методики оценки результирующей погрешности и выбора межповерочного интервала найдут широкое применение при проектировании и эксплуатации ИИС количества любою жидкого продукта
Реализация результатов работы.
Алгоритмы повышения метрологической надежности и точности ИИС количества нефти были введены в методики выполнения измерений ОАО «Приволжскнефтепровод», которые прошли регистрацшо в Госреестре РФ
Методики учета влияния изменений параметров нефтепровода и неизмеряемых параметров нефти, и обработки результатов измерений внедрены на предприятии «ИТЕРА-Самара»
Устройство дистанционной поверки ИИС внедряется на производственных участках ОАО «Самаранефтехимавтоматика»
Апробация работы.
Основные идеи и результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на следующих научных конференциях и научно-технических советах
а) выступление на научно-техническом комитете Госстандарта РФ,
(Москва 1999)
б) обмен опытом с экспертом из Национального Метрологического
института Нидерландов по вопросу метрологической надежности средств
измерений расхода, проводившийся в ходе производственного совещания,
организованного зарубежной фирмой-изготовителем УПР (Дордрехт коро
левство Нидерланды 1999)
в) участие в III Всероссийской научно-технической конференции
«Метрологическое обеспечение учета энергетических ресурсов», ФГУП
«ВНИМС» (Москва 2001), доклад «Измерительные задачи при энергетиче
ском обследовании предприятий Самарской области»,
г) участие в Международной научно-технической конференции
«Информационные, измерительные и управляющие системы (ИИУС-2005)»,
тезисы доклада «Эмпирическая оценка качества информационно-
измерительной технологии в сфере учета энергоносителей»,
д) участие в IV Всероссийской научно-практической конференции
«Нефтегазовые и химические технологии» СамГТУ (Самара 2007), доклады
«Исследование метрологических характеристик ультразвукового расходомера»,
«Исследование метрологических характеристик турбинного преобразователя расхода»,
«Исследования правильности и достоверности установления межповерочного интервала ИИС»
е) Основные результаты работы обсуждались на рабочих совещани
ях предприятий нефтяной промышленности, в частности, предприятии ОАО
«Самаранефтехимавтоматика», с получением решения об их внедрении
7 Публикации. По теме диссертации опубликовано 11 печатных работ, из них 3 статьи в журналах, рекомендованных ВАК, 1 патент, 7 статей, размещенных в сборниках конференций и информационных бюллетеней На защиту выносятся следующие положения:
экспериментальное определение диапазона изменения неизмеряе-мых параметров нефтепродукта (нефти) и изменяющихся параметров нефтепровода,
оценка влияния неизмеряемых параметров нефтепродукта (нефти) и изменяющихся параметров нефтепровода на результирующую погрешность ИИС количества нефти,
создание высокоточных ИИС массы и объема перекачиваемой нефти
Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения, и списка литературы из 70 наименований Основная часть изложена на 150 страницах машинописного текста и содержит 40 рисунков и 32 таблицы
Оценка соответствия условий эксплуатации и поверки ИИС
Структурная схема ИИС, применяемой в сфере учета транспортируемой нефти.
На рисунке 1.1, Qb Q2 -Qn - физические величины параметров нефти, значения расхода нефти в 1-ом, 2-ом, п - ом сечениях нефтепровода, Т-температура, Р - давление, р - плотность нефти в нефтепроводе; IUlqi, nnq2...nnqn первичные преобразователи расхода, установленные в 1-ом, 2-ом, п - ом сечениях нефтепровода соответственно, выполняются на базе турбинных преобразователей расхода (ТПР) или ультразвуковых преобразователей расхода (УПР); ПШ - первичный преобразователь температуры, ППр -давления, ППр - плотности нефти в нефтепроводе; УИЩЬ УЖк}2,... УИЩ,, - унифицирующие (нормирующие) измерительные преобразователи расхода: УИПр - давления , УИПр - плотности нефти в нефтепроводе; Км - систем ный коммутатор; АЦПя, АЦПр, АЦШ, АЦПр аналого-цифровой преобразователь измерений расхода, давления, температуры, плотности нефти в нефтепроводе; СОИ - системы отображения информации; KCq - канал связи измерений расхода, KCt - канал связи измерений температуры, КСр - канал связи измерений давления, КСр - канал связи измерений температуры; ВУ -вычислительное устройство, БД - банк данных, в котором хранятся заданные нормы, коэффициенты (константы); Пульт - терминал управления ИИС.
Управление работой ITIiq осуществляется с пульта управления ИИС. Измерительная информация о физических свойствах нефти, представленная в виде значений параметров нефти Qh Q2...Qm Т, Р, рл преобразуется соответствующими первичными преобразователями ППць ПЩ2, ....ПЩП, ПШ, ППр, ППр и унифицирующими (нормирующими) преобразователями УИЩі, УИЩ2,... УИПяп, УИГО, УИПр, УИПр в параметры электрического сигнала (частота или величина постоянного тока, или величина напряжения, или электрическое сопротивление, или проводимость и т.д.). УИП осуществляет масштабирование, линеаризацию с целью создания стандартной формы электрического сигнала. Примером электрических сигналов стандартной формы является ток на выходе источника заданного тока. По величине тока, пределам диапазона изменений этой величины вычисляют значение контролируемого параметра. На рисунке 1.1 условно представлен только один Ж измерений температуры и один ИК измерений давления.
С течением времени параметры ИИС меняются, причем эти изменения параметров приводят к возрастанию результирующей погрешности ИИС. Для контроля изменений параметров ИИС проходит периодическую поверку. Поверка ИИС проходит в условиях эксплуатации ИИС. Проведем оценку соответствия условий эксплуатации условиям поверки ИИС.
Исследование влияние условий эксплуатации нефтепровода на условия эксплуатации ИИС (по параметрам качества контролируемой нефти в нефтепроводе) определено в [6]. Определялись условия эксплуатации нефте провода на участках от «Уса» до «Ярославль»: изменение температуры нефти на головной НПС «Уса» (0 км) составляет от 45 до 50 С (круглогодичное значение температуры). Наиболее значителен темп остывания нефти при ее движении на начальном участке МН Уса-Чикшино (длина участка 214 км), вследствие большой длины МН «Уса - Ярославль» (1138 км) на конечном участке нефтепровода, вследствие небольших скоростей транспортировки нефти по нефтепроводу (0,6-0,8 м/с) на НПС «Ярославль» температура нефти составляет 11 С (в летнее время года), и от 2 до 4 С - зимой. Таким образом, снижение температуры нефти составляет от 34 до 39 С в летнее время года и - в зимнее время года от 41 до 48 С. Кинематическая вязкость нефти в нефтепроводе на НПС «Уса» летом составляет от 3 до 6 сСт летом, а зимой до 90 сСт. Для предотвращения застывания нефти в нефтепроводе, ее подогревают. На НПС Ярославль вязкость нефти поддерживается не более 50 сСт в течение всего времени года. Результаты проведенных исследований представлены на рисунке 1.2, таблице 1.1.
Рисунок 1.2 - Динамика параметров нефти на входе насосно-перекачивающей станции НПС «Ухта» в течение суток (02.07.2005г.): 1-температура, С; 2- кинематическая вязкость при 20 С, сСт\ 3-плотность при 20 С, кг/м3.
Кроме того, определялась ежесуточная динамика параметров нефти, перекачиваемой по нефтепроводу Уса-Ухта-Ярославль, (таблица 1.1).
Погрешность ИИС в условиях эксплуатации с течением времени возрастает. Это обусловлено старением измерительных компонентов ИИС (износ чувствительных элементов влияет на метрологические характеристики ИИС). Для компенсации роста погрешности и корректировки метрологических характеристик (MX) проводится поверка ИИС, периодичность которой установлена межповерочным интервалом (МПИ).
Поверка ИИС представляет собой совокупность измерительных процедур, проводимых с целью контроля соответствия MX ИИС требованиям нормативных документов к предельным значениям MX ИИС и установления пригодности ИИС к дальнейшей эксплуатации.
Обзор условий проведения поверки начнем с рассмотрения правил установления МПИ. МПИ устанавливают в ходе испытаний для целей утверждения типа ИИС. Последующая корректировка МПИ проводится Центрами стандартизации и метрологии совместно с научными метрологическими институтами. МПИ определяется в условиях проведения испытаний ИИС. В ходе проведения испытаний проводится КМХ в условиях эксплуатации ИИС, складывающихся на момент их проведения. Динамику изменения показаний ИИС в различных условиях эксплуатации оценивают по материалам предварительных испытаний. В случаях недостаточности объема материалов испытаний или недостаточной их достоверности проводятся дополнительные испытания с моделированием условии эксплуатации ИИС. Формируется влияющий фактор и оценивается отклик ИИС на его воздействие. При необходимости исследуют воздействие несколько влияющих факторов, действующих последовательно, друг за другом. Однако в условиях эксплуатации влияющие факторы, как правило, формируются не последовательно, а одновременно (сочетано). Поэтому значение МПИ, определенное в ходе испытаний, в ряде случаев имеет завышенное значение. Это приводит к недостаточной метрологической надежности ИИС.
МПИ определяется максимальным периодом КМХ ИИС, результаты которых признаны положительными. Периодичность проведения КМХ составляет от 7 до 30 суток в соответствии с требованиями [4]. В случае отрицательных результатов проведения КМХ (результирующая погрешность ИИС превышает допустимые пределы), период проведения КМХ снижают, однако, в ряде случаев, периодичность проведения КМХ не позволяет оценить динамику условий эксплуатации ИИС. При отрицательных результатах КМХ проводится внеочередная поверка ИИС с корректировкой MX ИИС.
Результаты исследования функции преобразования ИИС с ТПР
Если параметры v и р заранее не известны, известно лишь e[vpv2], /7є[р,,/?2], тогда появляется погрешность Л(0) измерений расхода, абсолютное значение которой определяется выражением: А(О)=(р (у,р,О)- р2 (\/=20сСт,р=Ъ50кг/м\0), (2.5) где cpi (v, р Q) - текущие значения (р при вариации вязкости v, плотности р, и расхода Q нефти в МН. q 2 (v, р, Q) - текущие значения ф которые были зафиксированы при вязкости и=20 сСт, плотности р =850 кГ/м , и вариациях расхода Q, л/мин нефти в МН. Относительное значение погрешности измерений расхода 8(Q) определяется выражением: 4Є)=-т7 — ; ,100 % (2.6) p2(v=20cCm,p=$50KS/M\QmJ Графики 8(0) иллюстрируются рисунком 2.2 при Q є [lOOO, ЗООО] л/мин. Из рисунка 2.2 видно, что вариация плотности нефти в указанных пределах не оказывает существенного влияния на погрешность ТПР и, наоборот, вариация вязкости ведет к большим изменениям погрешности ТПР. Вывод - коррекцию показаний ТПР целесообразно проводить в основном по вязкости нефти. Для оценки этой возможности проведем исследования (смотри ниже).
Исследуем ситуацию, когда градуировка ТПР проведена согласно рисунку 2.1 и автоматическая коррекция его показаний проводится в соответствии с текущими значениями v и р, при этом вискозиметр имеет погрешность Sv и плотномер имеет погрешность др. Для этого вычислим (при очевидном условии d dv«v 5p dp«p) полное приращение d(p (v,p,Q) при совместном действии отмеченных факторов: (2.7) , . dtp j dtp , dtp = -J—dv + -J—dp. dv dp
Здесь можно отметить, что при автоматической коррекции ТПР только по одному параметру правая часть формулы (2.7) имеет только одну составляющую. Вычисление dtp по (2.7), где р определяется соотношением (2.1), дает: + dtp = 2v 0. S + J T + J (0.754.10JC1+Cav") c7 с, Wv 2.,0,5 2Q 0,377 ,-Qf C7-Q 75 +CI + C 0,25 , ,0,75 0,25 2000-v J (2.8) где я=С4+С5.иад-С6 — C Q p-Q -c7 / \ 0,25 V (2.9) M = Q +0.754 10 .0.5 ҐІ (2.10) Если факторы, формирующие (іф и 5Q (8Q - погрешность измерения расхода нефти, обусловленная несовершенством технологии изготовления ТПР), считать статистически независимыми, то результирующая погрешность 5ТПр ТПР составит SrnP = [(d(pj4h)Y5 (2.11)
Соотношение (2.11) обычно применяют для среднеквадратических значений (СКЗ) соответствующих величин. Учитывая известное соотношение между размахом Мр вариации случайной величины и её СКЗ (см., например [39]): МР=3#СКЗ, можно доказать применимость (2.11) и для размахов величин dtp , дТпр и SQ .
Результаты расчетов по (2.11) с учетом (2.8) при SQ = 0,1% представлены на рисунке 2.3а, б. При построении линии 2 - рисунок 2.3а - учтено, что в начале интервала контроля метрологических характеристик (КМХ) ТПР реальная погрешность вискозиметра составляет 1 %, к концу периода КМХ величина 5V возрастает до 5 % из-за явления парафинизации. Автоматическая коррекция ТПР по параметрам v и р, полученная при погрешности плотномера др=0,03 %, SQ = 0,1%, при этом линия 1 соответствует погрешности измерений вязкости нефти с помощью вискозиметра dv = 1%, линия 2 - Sv = 5%.
График зависимости 5тпр= f(0 при Q є [1000,3000] л/мин, кривая 3- вязкость 35 сСт кривая 2 - вязкость 20 сСт, кривая 1 - 5 сСт, Sv =1%,др = 0,03 %, SQ =0,1% ; Результаты приведенных выше расчетов для ламинарного течения нефти в нефтепроводе позволяют сформировать выводы: ТПР без автоматической коррекции результата измерения по текущим значениям v и р обладает невысокими метрологическими характеристиками, автоматическая коррекция по одному параметру v может быть достаточной для поддержания требующейся [32] точности работы ТПР в течение межконтрольного интервала. Рассмотрим теперь турбулентное течение нефти в нефтепроводе. График градуировки ТПР при турбулентном течении нефти, построенный по (2.3), представлен на рисунке 2.4.
Из рисунка 2.4 видно, что изменение плотности нефти не оказывает практически никакого влияния на погрешность ТПР и, наоборот, изменение вязкости ведет к большим изменениям погрешности ТПР. Отметим в этом случае низкие метрологические характеристики ТПР: максимальная величина изменения погрешности составляет 6 %. Исследуем ситуацию, когда градуировка ТПР проведена согласно рисунку 2.5 и автоматическая коррекция его показаний проводится в соответствии с текущими значениями v и р, при этом вискозиметр имеет погрешность 5V и плотномер имеет погрешность 8р. Автоматическая коррекция ТПР по параметрам v и р, полученная при погрешности вискозиметра 8V=\ %, Зд = 0,1 %. На рисунке 2.6 показаны графики, соответствующие погрешностям измерений плотности нефти с помощью плотномера, др = 0,03 % и др = 5 %. Линии этих графиков вследствие наложения сливаются в одну линию. при Є є [4000,12000] л/мин кривая 1- вязкость 35 сСт, плотность 810 кг/м , а также - плотность 890 кг/м ; кривая 2 - вязкость 5 сСТ, плотность 810 кг/м , а также, плотность 890 кг/м3; dv =\%,Sp = 0,03 %, 5е =0,1%. 2.4 Экспериментальные исследования ИИС.
Экспериментальному исследованию были подвергнуты ИИС на базе ТПР с автоматической коррекцией результата измерений по параметрам: температура, плотность и вязкость нефти-брутто, причем погрешность измерительной аппаратуры при воздействии ВВФ не превосходила ± 0,15 % (здесь приведено максимальное относительное значение РФС).
Целью проведения исследований явились: - получение аргументов в пользу дальнейшего совершенствования ИИС; - оценка длительности межконтрольного интервала (КМХ), достаточной для поддержания требующихся метрологических характеристик ИИС; - оценка соответствия результатов эксперимента и количественных характеристик, выявленных при исследовании математической модели;
Процедура экспериментальных исследований состояла из: - подготовительной стадии (иллюстрируется таблицей 2.1); - основной стадии (выполняется согласно утвержденной методике выполнения поверочных измерений (МВИ), см. таблицу 2.3), при этом учету подлежали данные измерений, соответствующие типовым условиям эксплуатации ИИС (таблица 2.2);
Исследование точности работы предложенного устройства
Результат измерения секундного расхода нефти составит Qo=IViSi,M3/ceK (3.9) Здесь мы рассмотрим источники погрешности измерения, сосредоточенные в пределах площадки ,-: 1) неравномерность распределения скорости Vi по площадке ",; 2) погрешности измерения текущей температуры; 3) погрешности измерения текущего значения Vg. Вариации плотности р и вязкости v нефти проявляются в изменении величины Va. Результирующая точность измерения Qo определяется в соответствии с методикой, изложенной в разделе 5.
Скорость распространения акустической волны Va определяется по результату измерения времени та прохождения акустической волны на расстоянии Va=D/Dra, или с учетом (3.2): Va = D ±Mt. (3J0)
Если фактическое время Тф отсчитывать от момента подачи зондирующего сигнала (ЗС) на вход электроакустического преобразователя ЭП2 до момента появления сигнала на выходе преобразователя ЭП1, то где таз - суммарное время прохождения электрического сигнала через преобразователи ЭП2 и ЭП1. Время тю определяется экспериментально при настройке расходомера: для этого ЭП2 и ЭП1 располагают вплотную друг к другу и отсчитывают отрезок времени между подачей ЗС на вход ЭП2 и появлением отклика на выходе ЭП1. Поэтому та = Тф- тю.
Величина Таз понадобится также при определении аргумента ф для сигнала на выходе фазового детектора ФД2.
Если погрешности измерения температуры и времени численно равны соответственно dt и дт, тогда в соответствии с (ЗЛО) запишем величину относительной погрешности измерения Va 100 a + bt 8 = (a + bt)t+ —-X-ST , /o. (3.11) t(a + bt): Для материала трубопровода (сталь низколегированная классов A-III, A-IV, A-V, Ат-IV, AT-V, AT-VI) известно (СниП 2.03.04-84): а = 10,635-10 6 , град"1, b = 5-Ю"9 , град"2. При D0 = 250 мм и ориентировочном значении Va = 1500 м/сек ожидаемые значения та = (1,2...2,2)" 10"4 сек; приемлемые, технически реализуемые значения 5T 5iO"8 сек и 5t 0,1 К. Результаты расчетов по (3.5) для диапазона изменения температуры нефти от + 5 С до + 25 С представлены на рисунке 3.5. 3„% 0,080 0,075 0,070 0,065 0,060 0,055 278 283 288 293 298 t,K Рисунок 3.5 - Зависимость погрешности измерения скорости 8V, %, от температуры нефти: кривая 1 -та= 1,2 10"4 сек, кривая 2 - га = 2,2 10 4 сек Вывод: при вариации температуры нефти от 278 К до 298 К погрешность Sv изменяется от 0,078 %, при та = 1,2" 10"4 секунд до 0,056 % при та = 2,2-10"4 сек, т.е. на 0,022%. о Если дт 1-10" сек, то расчетная погрешность Sv не превысит 0,04%.
Пусть фактическая тангенциальная неравномерность распределения скорости Vi по площадке , описывается функцией (pi(a), соответственно радиальная неравномерность - функцией q 2(r). Тогда среднее значение скорости V,- Ср составит
Реально акустический облучатель возбуждает виртуальное сечение трубопровода в пределах площади S , несколько превышающей величину S;. Если размеры площадки S малы в сравнении с сечением трубопровода, то ожидаемая неравномерность распределения Vi по площадке S] будет незначительной и количество экстремумов каждой функции фі(а), q 2(r) не превысит единицы. Фазовый детектор ФД2 содержит усилитель-компаратор, поставляющий на вход фазочувствительной схемы электрический сигнал с постоянной амплитудой, выделенный стробирующим импульсом (СИ). Порог компаратора можно устанавливать в соответствии с номером площадки Si с целью обеспечения S «S,., здесь учитывается то обстоятельство, что при излучении ЗС максимум диаграммы направленности облучателя направлен в центр площадки 5/ . Усилитель-компаратор с регулируемым порогом обеспечивает подавление помех, обусловленных облучением сечения трубопровода побочными составляющими диаграммы направленности электроакустического преобразователя
Алгоритмы обеспечения метрологической надежности ИИС
Структурная схема предлагаемого устройства [61] представлена на рисунке 4.1, его размещение на трубопроводе поясняется рисунком 4.2. Поясним назначение элементов структурной схемы 4.1:
Устройство монтируется на участке трубопровода 1 и содержит два комплекта: 2 и 3 - каждый содержит N обратимых электроакустических преобразователей (ЭАП), пара 21 и Ъ\ размещается на сечении трубопровода на угловом расстоянии ці\ от пары 22 и Зг, пара 23 и Зз размещается на сечении трубопровода на угловом расстоянии у/2 от пары 2\ и Зі и т.д.; четыре де-мультиплексора (дешифраторы типа «один из N»): 4, 10, 13 и 17; четыре мультиплексора (типа «N входов на 1 выход»): 5, 12, 15,21; демультиплексор 14 (дешифратор типа «один из 2»), первый 6 и второй 16 усилители высокочастотных (ВЧ) электрических колебаний, измеритель 7 плотности жидкости (например, изделие фирмы Mobrey модель «Солартрон» 78ХХ), измеритель 8 температуры жидкости, измеритель 9 давления жидкости; два комплекта 11 и 19, каждый из которых содержит N цифровых таймеров; электронный ключ 18, генератор 20 электрических ВЧ колебаний, две микроЭВМ 22 и 23.
Устройство работает следующим образом (см. также приведенные ниже алгоритмы работы микроЭВМ 22 и микроЭВМ 23).
При включении электрического питания управляющая микроЭВМ 23 обеспечивает подачу на вход ЭАП 21 ВЧ колебания от генератора 20. Зондирующие акустические волны, сформированные ЭАП 2Ь распространяются в транспортируемой жидкости в том числе и вдоль прямой линии OiM, соединяющей ЭАП 2\ и ЭАП 3). Линия OiM располагается под углом а к плоскости сечения трубопровода и имеет длину Lo.
Напряжение ВЧ, приложенное к ЭАП 2Ь запускает таймер 1 її (в комплекте 11), начинающий отсчитывать время tlfJ прохождения акустической волны вдоль ОіМ. В это время ЭАП Зі находится в состоянии приема акустической волны; принятая акустическая волна преобразуется ЭАП 3[ в электрический сигнал, который, проходя через устройства 5, 6 и 10, останавливает отсчет времени //(/ таймером 11]. Так формируется отрезок времени t1 h затрачиваемый акустической волной на прохождение расстояния от ЭАП 2\ к ЭАП 3]. С помощью мультиплексора 12 величина tltl направляется на вход микроЭВМ 22 для размещения в соответствующей ячейке памяти.
Напряжение с выхода усилителя 6 с помощью микроЭВМ 23 переводит ЭАП Зі в режим передачи зондирующего акустического колебания, а ЭАП 2] в режим приема этого колебания. Напряжение ВЧ, приложенное к ЭАП Зі, запускает таймер 19і (в комплекте 19), начинающий отсчитывать время І2,\ прохождения акустической волны против линии 0)М. Принятая акустическая волна преобразуется ЭАП 2\ в электрический сигнал, который, проходя через устройства 15, 16 и 17, останавливает отсчет времени Х2,\ таймером 19j. Так формируется отрезок времени t2j, затрачиваемый акустической волной на прохождение расстояния от ЭАП 3] к ЭАП 2\. С помощью мультиплексора 21 величина t2,i направляется на вход микроЭВМ 22 для размещения в соответствующей ячейке памяти.
С помощью микроЭВМ 23 ВЧ электрическое напряжение от генератора 20 направляется к паре ЭАП 22 и ЭАП 32 для измерения отрезков времени tit2 и І2,2 и размещения их в памяти микроЭВМ 22. МикроЭВМ 23 обеспечивает последовательное возбуждение всех пар ЭАП 2Q и ЭАП 3Q, где Q = 1,2,..., N, и размещения результатов измерений в памяти микроЭВМ 22.
Далее вычисляются средние значения времени распространения акустической волны по и против направления транспортировки жидкости: 4CP= IAQ Чср= ІЛо (4.1а) IN Q=l IN Qil Если tj cp = t2tCp, тогда скорость Vj транспортировки жидкости = 0. Если t1 cp І2,Ср, тогда жидкость транспортируется в направлении ОМ (см. рисунок 4.1). Информация по этому поводу может быть получена пользователем при выведении соответствующего сигнала на выход микроЭВМ 22.
Если titCp t2,cp, тогда жидкость транспортируется в направлении МО и для дальнейшего изложения принципа работы заявляемого устройства проведем операции:
Для t1 cp и t2,cp запишем очевидные соотношения tup = \T vsiN (4Л) -V.-SINa (4,2) где V2 - скорость распространения акустической волны в жидкости, L0- длина отрезка OiM. Решая (4.1) и (4.2) относительно У\ и Уг, получаем
Значения плотности р жидкости поставляет устройство 7, поэтому масса Мт жидкости (нефти), транспортируемой по трубопроводу в течение времени Т, составит МТ=Т-У,./ДЧ (4.5) где L - диаметр кругового поперечного сечения трубопровода. В формулу (4.5) вводится поправка в соответствии с температурой г жидкости (измеряется устройством 8) и давлением Р в трубопроводе (измеряется устройством 9). Как известно, в соответствии с законом физики об упругих деформациях можно записать P = k-AL, где к -модуль Юнга для материала трубопровода, AL - изменение длины окружности трубопровода под действием давления Р. Поэтому поправка для L (соответствующее значение обозначим LP), обусловленная действием только фактора Р, составит 129 LP=L„ +- -, (4.6) к-л где ЬЦ- диаметр сечения трубопровода при Р = 103 кПа и номинальной температуре (например, г = 293 К). При линейном представлении коэффициента X термического расширения материала трубопровода его величина составит X =А +В- т, где А и В - константы для данного материала трубопровода. Теперь (4.6) с учетом термической поправки (соответствующее значение обозначим LjP) запишем в виде
