CC BY
74
И. А. Абдуллин, Н. И. Лаптев, Ю. В. Зорин,
И. Ю. Еремин
ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ИЗМЕРИТЕЛЬНОГО КАНАЛА
ИНФОРМАЦИОННО-ИЗМЕРИТЕЛЬНОЙ СИСТЕМЫ, РЕАЛИЗОВАННОЙ
НА ОСНОВЕ ТУРБИННОГО ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЯ РАСХОДА НЕФТИ
Ключевые слова: информационно-измерительные система, погрешность, контроль метрологических характеристик, внешние воздействующие факторы.
В предлагаемой статье представлены результаты экспериментальных исследований измерительного канала (ИК) информационно-измерительных систем (ИИС) объёма нефти с турбинными преобразователями расхода, позволяющие уточнить периодичность проведения КМХ (контроля метрологических характеристик) ИИС.
Key words: information-measuring system, an error, the control of metrological characteristics, external influencing factors, an intercontrol interval.
The article offered results of experimental researches of the measuring channel of information-measuring systems (IMS) including turbine converters of the flow oil (ТCF) are presented. The opportunity to increase accuracy of existing measuring devices is established.
Методика проведения исследований. Процедура экспериментальных исследований состоит из:
• подготовительной стадии (табл. 1);
• основной стадии (выполняется согласно утвержденной методике выполнения поверочных измерений (МВИ), см. таблицу 3), при этом учету подлежат данные измерений, соответствующие типовым условиям эксплуатации ИИС (табл. 2);
• стадии обработки данных измерений.
Таблица І - Программа подготовительной стадии экспериментальных исследований
Наименование исследований Методика проведения исследований
Контроль метрологических характеристик ИК измерителя давления нефти в трубопроводе Определение МХ ИК измерения давления проводят в соответствии с [1]. Результат испытаний считается положительным, если значения погрешности преобразователей давления не превышают пределов ± 0,5 %
Контроль метрологических характеристик плотномера (ПП) Определение МХ ИК измерения плотности проводят на месте эксплуатации, градуировку ПП проводят в соответствии с [2] в лабораторных условиях. Результат испытаний считается положительным, если значения погрешности ПП не превышают пределов ± 0,3 кг/м
Контроль метрологических характеристик ИК измерителя температуры нефти в трубопроводе Определение МХ ИК измерения температуры проводят в соответствии с [3]. Результат испытаний считается положительным, если значения погрешности преобразователей температуры не превышают пределов ± 0,5 %
Таблица 2 - Типовые условия эксплуатации ИИС
Основные параметры рабочей среды: Значения параметров
диапазон избыточного давления нефти, МПа диапазон расхода нефти, м3/ч диапазон изменения температуры нефти, оС диапазон изменения плотности нефти, кг/м3 диапазон кинематической вязкости нефти, сСт о температура окружающего воздуха, С от 0,3 до 0,8 от 210 до 3200 от + 5 до + 25 от 810 до 890 от 5 до 35 от - 40 до + 55
Таблица 3 - Объем основной стадии исследований
Наименование исследований Методика проведения исследований
Контроль метрологических характеристик (МХ) ИК измерений расхода нефти в условиях поверки Контроль метрологических характеристик (МХ) ИК измерений расхода нефти в условиях эксплуатации Определение МХ ИК измерения расхода проводят в соответствии с [4]. Результат испытаний считается положительным, если значения погрешности ИК не превышают пределов ± 0,15 %. Определение МХ ИК измерения расхода проводят при условиях, соответствующих условиям эксплуатации.
Аппаратура для проведения исследований. В эксперименте задействовано 5 измерительных линий, каждая измерительная линия представляет собой измерительный канал ИИС, в состав каждого измерительного канала входит измерительный преобразователь ТПР «Ротоквант» (установочный диаметр трубопровода Ду = 400 мм, предусмотрено использование Ду = 250 мм). В качестве эталонного средства измерений расхода (являющееся средством поверки ТПР) применена трубопоршневая установка (прувер), имеющая погрешность не более ± 0,05 %. Проведение подготовительной стадии необходимо для обеспечения требующейся точности выполнения эксперимента.
Условия формирование базы результатов эксперимента, удовлетворяющей критериям достоверности по [4]:
• значения расхода нефти устанавливается с максимальным отклонением 2,5 % относительно расходов, при которых проводилась предыдущая поверка ТПР;
• при проведении КМХ вычисляют:
- относительное значение среднего квадратического отклонения (СКО) результатов 5-ти последовательных измерений по методике вычисления стандартного СКО, которое должно быть не более 0,02 %;
- относительное отклонение бфсу, здесь I - номер предыдущего измерения, ] - номер текущего измерения, или разностная функция сличения (РФС) ТПУ и ТПР, значения К-
фактора (Knew), полученного по результатам проведенного КМХ и значения К-фактора (Kcur), определенного по результатам предыдущей поверки ТПР:
Г к., }
=
onij
у 'curj
K
-1
^, % (1)
Величина К - фактора формируется как среднеарифметическое значение Kj, полученное в результате проведения Mj измерений в j - ой точке расхода:
Mj
K. =5^- (2)
j Mj
Построение тренда РФС. Строится семейство характеристик зависимостей бфс по параметру П (П - это или расход нефти Q, или v - вязкость, или плотность р, или температура t нефти), выбранному для последующей коррекции К-фактора. Затем строится аппроксимирующая функция (полином Чебышева) для линии процесса К = f(n). Значения координат точек тренда вводят в память вычислительного устройства ИИС.
Обработка ансамбля трендов РФС. Из общего объёма данных экспериментов, проводившихся в течение двух лет: с сентября 2007 г по сентябрь 2009 г - выбирались результаты, иллюстрирующие зависимость РФС от одного параметра: или Q, или v, или р, или t при постоянном значении остальных параметров, параметр П = const, если этот параметр поддерживался с погрешностью не более 2,5 %.
Фактически РФС - это функция, реализуемая измерениями, проведёнными в дискретном временном пространстве (отсчёты РФС проведены один раз за 24 часа). Такие дискретные отсчёты служат основой для построения непрерывной функции, отрезок реализации которой при проявлении внешних воздействующих факторов, иллюстрируется рисунком 1, РФС показывает дискретное изменение (по сравнению с прувером) погрешности ИК ИИС.
Результаты экспериментальных исследований ИК
Энергетический спектр непрерывной РФС Ррфс(^ вычислялся по известной методике корреляционного анализа, для Т е [0, 730] суток Ррфс(^ (рис. 2).
РФС,
%
Рис. 1 - РФС в пределах Тє суток [22, S2]
1
1
Рис. 2 - Энергетический спектр РФС Г = Грфс(^, f = сутки "
Таблица 4 - Выборочные значения РФС = 5фс^ (О, р, V, 1) для Ду = 400 мм
Условия эксперимента Изменяемый параметр РФС, % Условия эксперимента Изменяемый параметр РФС, %
р = 844,4 кг/м3 V = 17 сСт 1 = 17,3 0С Q, м3/ч V = 17 сСт 1 - 20 0С О - 460 м3/ч р, кгУм3
252,0 + 0,0400 815,00 - 0,1220
291,0 + 0,0330 822,00 - 0,0705
371,0 + 0,01750 831,00 0,00525
463,0 0,0000 839,00 + 0,05275
644,0 - 0,0343 842,00 + 0,0745
1100,0 - 0,1210 847,00 + 0,1100
р - 47 кгУм ; V - 8,65 сСт, О - 432 м /ч. ^ 0С 0 - 651 м /ч р - 847 кгУм 1 - 16,5 0С V, сСт
5,0 - 0,1410 5,00 + 0,0490
8,0 - 0,0930 8,65 + 0,0270
14,5 + 0,0094 17,00 - 0,0230
17,1 + 0,0500 22,00 - 0,0530
20,0 + 0,0960 29,00 - 0,0950
22,0 + 0,1280 35,00 - 0,1310
Вычислим по величинам изменяемых параметров, указанным в таблице 4, значения этих параметров приведенные к диапазону их изменения:
1) приведенное значение расхода нефти О*.
О* = 0 -Онаим , (3)
О б -О
^наиб ^наим
где О* - приведенное значение расхода нефти; О - текущее значение расхода нефти (из таблицы 4), м3/ч; Онаим - наименьшее значение О, м3/ч; Онаиб - наибольшее значение О, м3/ч.
2) приведенные значения температуры 1*, вязкости V*, плотности р* нефти температуры определяются аналогично, как указано для приведенного значения расхода нефти О*.
Результаты расчета приведенных значений изменяемых параметров нефти представлены в таблице 4.
Таблица 4 - Результаты расчета приведенных значений изменяемых параметров нефти
Изменяемые параметры
V, сСт V* РФС/, % СО, м3/ч О* РФСо, % Р, 3 кг/м Р* РФСр, % 1, 0С 1* С,1% Ф% Р
5 0,000 0,049 252 0,000 0,040 815 0,000 - 0,122 5,0 0,000 - 0,141
9 0,122 0,027 291 0,046 0,033 822 0,219 - 0,071 8,0 0,176 - 0,093
17 0,400 - 0,023 371 0,140 0,018 831 0,500 - 0,005 14,5 0,559 0,009
22 0,567 - 0,053 463 0,249 0,000 839 0,750 0,053 17,1 0,712 0,050
29 0,800 - 0,095 644 0,462 - 0,034 842 0,844 0,075 20,0 0,882 0,096
35 1,000 - 0,131 1100 1,000 - 0,121 847 1,000 0,110 22,0 1,000 0,128
Неизмеряемые параметры
р = 847 кг/м3; 1 = 16,5 0С; О = 651 м3/ч V = 17 сСт; 1 = 17,3 0С; р = 844,4 кг/м3 V = 17 сСт; 1 = 20 0С О = 460 м3/ч р = 847 кг/м3 V = 8,65 сСт О = 432 м3/ч
Зависимости РФС = бфсу (О*, р*, V*, 1*), построенные для условий эксперимента, указанных в таблице 4, иллюстрируются на рисунке 3.
1 2 3 4
V*, О* , р*, 1*
Рис. 3 - Зависимость РФС = 5фсу (О, р, V, 1) при одновременном изменении одного из параметров О*, р*, V*, 1* и при фиксированных значениях других остальных параметров: 1 - график РФС (V*), %, построен при значениях неизменных параметров нефти: плотность р, кг/м3; объемный расход О, м3/ч; температура 1, 0С; 2 - график РФС (р*), %, построен при неизменных значениях параметров нефти: вязкость V, сСт; объемный расход О, л/ч; температура 1, 0С; 3 - график РФС (О*), %, построен при неизменных значениях параметров нефти: вязкость V, сСт; плотность р, г/л; температура 1, 0С; 4 - график РФС (1*), %, построен при неизменных значениях параметров нефти: вязкость V, сСт; плотность р, г/л; расход О, л/ч
Выводы
1. Согласно экспериментальным данным (рис. 3) есть систематическая зависимость РФС и, соответственно, погрешности ИК ТПР от Q, р, v, t. В работе [5] изучалось повышение точности измерений при автоматической коррекции ИК ТПР по текущим значениям р и v, дальнейшее повышение точности требует учёта текущих значений Q и t.
2. Пользуясь общеизвестным определением ширины полосы частот, занимаемых F = Fрфс(f), отметим, что оптимальный интервал КМХ отличается от рекомендуемого в [6], что, естественно, влияет на метрологическую надёжность ИИС.
Литература
1. МИ 1997-89 ГСИ. Преобразователи давления измерительные. Методика поверки. -Введ. 200616-02. - Казань. - 2006.
2. МИ 2615-00 ГСИ. Преобразователи плотности поточные фирмы «The Solartron Electronic Group Ltd.» Великобритания. Методика градуировки.
3. МИ 2653-05 ГСИ. Термопреобразователи сопротивления. Методика поверки с помощью калибраторов температуры серии АТС-RU цифрового прецизионного термометра DTI-1000 фирмы АМЕТЕК Denmark A/S Дания.
4. МИ 1974-2004 ГСИ. Преобразователи расхода турбинные. Методика поверки.
5. Куликовский, К. Л. Повышение точности информационно-измерительных систем измерений расхода нефти на основе турбинных преобразователей расхода / К. Л. Куликовский [и др.] // Измерительная техника. - Самара: СамГТУ, 2009. - № 9. - С. 20-27.
6. РМГ 74-2004 ГСИ. Методы определения межповерочных и межкалибровочных интервалов средств измерений. - Введ. 2005-26-05. М.: Издательство стандартов. - 2005. - 12 с.
© И. А. Абдуллин - д-р техн. наук, проф., зав. каф. химии и технологии гетерогенных систем KrTY, e-mail: [email protected]; Н. И. Лаптев - д-р техн. наук, проф. CамГTУ, e-mail: [email protected]; Ю. В. Зорин - д-р техн. наук, проф. Cамарского филиала Академии стандартизации, метрологии и сертификации, e-mail: [email protected]; И. Ю. Еремин - канд. техн. наук, эксперт метролог, ФГУ Самарский центр стандартизации метрологии и сертификации», e-mail: [email protected]; Г. Г. Богатеев - канд. техн. наук, доц. каф. химии и технологии гетерогенных систем KrTV.
5G1
