Повышение точности измерения массы нефтепродукта в магистральном нефтепродуктопроводе Текст научной статьи по специальности «Механика и машиностроение»

УДК 681.5:620.113

ПОВЫШЕНИЕ ТОЧНОСТИ ИЗМЕРЕНИЯ МАССЫ НЕФТЕПРОДУКТА В МАГИСТРАЛЬНОМ НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДЕ

© Ф. С. Уметбаев1*, Ю. А. Фролов2, С. А. Севницкий1

1 Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Республике Башкортостан Россия, Республика Башкортостан, 450006 г. Уфа, бул. Ибрагимова, 55/59.

Тел.: +7 (347) 276 17 03; факс: +7 (347) 276 72 97.

E-mail: fan2006@ mail. ru

2 Уфимский государственный нефтяной технический университет Россия, Республика Башкортостан, 450062 г. Уфа, ул. Космонавтов 1.

Тел.: +7 (347) 242 03 70; факс: +7 (347) 243 14 19.

E-mail: [email protected]

В статье проведен анализ существующего метода измерения массы нефтепродукта в магистральном нефтепродуктопроводе, используемого при составлении оперативной отчетности и проведения инвентаризации. Проведены исследования влияния физического состояния нефтепродукта на точность определения его массы. Предложен алгоритм и метод учета массы нефтепродуктов в магистральном нефтепродуктопроводе, позволяющий повысить точность измерения путем учета значений интегральной плотности, температуры и давления на каждом участке трубопровода.

Ключевые слова: методика измерений, магистральный нефтепродуктопровод.

C увеличением автотранспортных средств, и ростом потребления нефтепродуктов в его реализации участвуют поставщики различных компаний. В цепи движения нефтепродуктов от производителя к потребителю (рис. 1) может насчитываться до десятка различных компаний (НПЗ, нефтебаза, товарно-сырьевая биржа, АЗС, и т.п.). Важная роль в процессе передачи прав собственности приобретают измерения количества и качества нефтепродуктов, которые проводятся, в том числе, при их хранении, транспортировании и отпуске.

Одним из основных видов транспорта нефтепродуктов является трубопроводный транспорт, так как он надежен, характеризуется меньшим экологическим воздействием на окружающую среду, независим от климатических условий, в большинстве случаев экономичен и обеспечивает высокую ритмичность поставок нефтепродуктов потребителям. Кроме того он существенно разгружает железнодорожный транспорт для перевозок других важных грузов.

В настоящее время по нефтепродуктопроводам страны осуществляется доставка потребителям около трети производимых бензинов и дизельных топлив [1]. С каждым годом нефтепродуктопроводный транспорт увеличивает свою протяженность [2].

Точное и достоверное определение массы нефтепродуктов, находящейся в линейной части магистральных нефтепродуктопроводов (МНПП), имеет большое значение при сведении оперативного баланса, а так же оформлении исполнительных балансов движения нефтепродуктов при их транспортировке и при проведении инвентаризации.

метод измерений, погрешность измерения,

Согласно МИ 3275-2010 [3], устанавливающего основные положения и порядок организации метрологического обеспечения учета массы нефтепродуктов в системе магистральных нефтепродук-топроводов ОАО АНК «Транснефтепродукт», оперативный баланс движения нефтепродуктов при их транспортировке проводят по состоянию на 24 часа московского времени каждый день. Исполнительный баланс и инвентаризацию проводят по состоянию на 24 часа московского времени последнего числа каждого отчетного месяца.

Массу нефтепродуктов определяют как произведение объема нефтепродукта в трубопроводе и его плотности, приведенных к стандартным условиям или как произведение объема нефтепродукта в трубопроводе и его плотности, приведенной к условиям измерений объема.

Описанный алгоритм расчета массы нефтепродукта в МИ3275-2010 (рис. 2) в линейной части МНПП, не учитывает следующие внешние факторы, влияющие на точность измерения:

- изменение плотности и температуры закачиваемой в МНПП партии нефтепродукта;

- распределение температуры нефтепродукта по длине трубопровода;

- вязкость нефтепродукта при расчете коэффициента заполнения (степень заполнения) для самотечных участков;

- объем образованной смеси в зоне контакта разных нефтепродуктов при последовательной перекачке в зависимости от продвижения (от начального к конечному пункту) с учетом «Цветного графика»;

- режим работы МНПП.

* автор, ответственный за переписку

Объекты слива/ налива, перевалки нефтепродуктов

Транспорт

]

Экспорт-импорт Потребитель^ АЗС)

Рис. 1. Логическая схема движения нефтепродуктов.

Поэтому разработка методики, учитывающая вышеперечисленные влияющие факторы является перспективой.

С целью решения поставленной задачи были проведены исследования влияния физического состояния нефтепродукта на точность определения его массы. Поскольку точность определения массы нефтепродукта напрямую зависит от точности определения его объема, плотности, температуры и давления, была проведена оценка влияния погрешности измерения температуры и давления на погрешность определения плотности и объема нефтепродуктов (рис. 3-6). Исследования проводились для бензинов, дизельного и реактивного топлива.

Для оценки влияния погрешности измерения температуры и давления на плотность нефтепродукта использовалась формула рекомендованная Р50.2.076-2010 [4]:

ptP _

-15)[1+0.8 • pjt_ - 15Щ,

(1 - уЛ

где г - температура, °С; Р - избыточное давление, МПа; рР - плотность при температуре г и избыточном давлении Р, кг/м3; р15 - плотность при температуре 15 °С и избыточном давлении Р = 0 кг/м3; р15 - коэффициент объемного расширения при г = 15 °С, °С-1; у, - коэффициент сжимаемости при температуре г, МПа-1;

в

_ К0 + К1Р15

Р215

+К

где К0, К1 и К2 - коэффициенты определяемые по табл. 1 [4].

(

yt _ 10 3exp

-1.6208 + 2.1592 • 10 t + 870.96 • 103 4.209 • 103t

+

Р15 Р15 .

Оценка влияния погрешности измерения температуры и давления на объем нефтепродукта в МНПП проводилась по формуле

V2

где Угр - вместимость участка трубопровода по градуировочной таблице, составленной по МИ 28012003 [5]; К, - коэффициент, учитывающий влияние температуры стенки трубы на вместимость трубопровода, рассчитывают по формуле К, = 1+3а(гср - 20),

где а - коэффициент линейного расширения материала стенки трубы, град-1, а = 1.2-10-5; Кр - коэффициент, учитывающий влияние давления нефтепродукта внутри трубопровода на его вместимость, рассчитывают по формуле

Р —

К р =1 +^,

' Е д

где Е - модуль упругости материала стенки, МПа, Е=2.06-105 МПа; — в - внутренний диаметр участка, мм; Кро - поправочный коэффициент на сжимаемость нефтепродукта рассчитывают по формуле

_

1

1 - уР

і сі

где у - коэффициент сжимаемости нефтепродукта, определенный по Р50.2.076-2010 [4] с использованием среднего значения температуры; Рср - среднее избыточное давление на участке трубопровода, МПа; К - коэффициент, учитывающий влияние температуры на объем продукта, определенный для средней температуры, рассчитывают по формуле К = ехр{ - в2о(г - 20)[1 + 0.8в20(г - 20)]}, где в20 - коэффициент объемного расширения при температуре 20 °С, °С-1, вычисленный по формуле

в20 = в15 +12.8в15 .

Определение массы нефтепродукта в линейной части МНПП

1. Определение средней температуры н/п в МНПП

2. Определение средней плотности н/п в МНПП

3 Определение среднего давления н/п в МНПП

4 Определение поправочных коэффициентов

Рис. 2. Алгоритм расчета массы нефтепродукта в линейной части МНПП согласно МИ 3275-2010 [3].

+

u

&

я

h

o

о

X

h

©

4 X

05 = = « П « A X О -2 H o О X

э

a>

a

-

о

СІ

Отклонение температуры, °С Рис. 3. График зависимости погрешности определения плотности от отклонения номинального значения температуры для бензинов (1), м3; для дизельного топлива (2), м3; для реактивного топлива (3), м3.

-

&

Я

н

о

О

X

н

о

1=5

X

05

—

—

5

5

Л

X

о

А

Н

о

о

X

э

a>

л

и

о

и

Отклонение избыточного давления, МПа

Рис. 4. График зависимости погрешности определения плотности от отклонения номинального значения избыточного давления для бензинов (1), м3; для дизельного топлива (2), м3; для реактивного топлива (3), м3.

о

и

о

Я

л

£

н

5

сс

н

о

зЯ

Я я

2 £ а? ю

с! °

я

о

-2

н

о

0

я

1

а>

Л

и

о

а

Отклонение температуры, °С

Рис. 5. График зависимости погрешности определения объема (приведенного к 20 °С) от отклонения номинального значения температуры для бензинов (1), м3; для дизельного топлива (2), м3; для реактивного топлива (3), м3.

о

и

о

я

-2

£

н

я

сс

н

о

зЯ

а>

Е5

Я

я

я

Ч

а>

Е5

а>

Л

Я

о

-2

н

о

О

я

э

а>

Л

и

о

и

Отклонение избыточного давления, МПа

Рис. 6. График зависимости погрешности определения объема (приведенного к 20 °С) от отклонения номинального значения избыточного давления для бензинов (1), м3; для дизельного топлива (2), м3; для реактивного топлива (3), м3.

Таблица 1

Коэффициенты К0, К1 и К2

Наименование группы Диапазон плотности при 15 °С, кг/м3 К0 К1 К2

Нефть

Бензины

Топлива, занимающие по плотности промежуточное место между бензинами и керосинами

Топлива для реактивных двигателей, керосины для реак-Группы тивных двигателей, авиацион-

нефтепро- ное реактивное топливо ДЖЕТ

дуктов А, керосины

Дизельные топлива, печные топлива, мазуты Смазочные масла нефтяного происхождения, полученные из дистиллятных масляных фракций с температурой кипения выше 370 °С

б11.2<р15<11б3.8

б11.2<р15<770.9

770.9<р15<788.0

788.0<р15<838.7 838.7<р15<11б3.9 801.3<р15<1163.9

613.9723

34б.4228

0.0000

0.43884

2690.7440 0.00000

594.5418

186.9696

0.0000

0.0000

0.4862

0.6278

0.0000

0.0000

-0.0033762

0.0000

0.0000

0.0000

Примечания

1 Нефтепродукты разделены на группы, имеющие внутри подгруппы, в указанном в таблице диапазоне плотности, аналогичные характеристики зависимости между коэффициентом объемного расширения р15 и плотностью нефтепродукта р15. Наименование групп носит условный характер.

2 Рекомендуется при расчетах плотности нефтепродуктов, выпускаемых отечественными производителями, применять значения коэффициентов К0, К и К2, уточненные по результатам экспериментальных и теоретических работ и утвержденные в установленном порядке.

3 Если значение плотности нефтепродукта р15 попадает в диапазон плотности, соответствующей другой группе нефтепродуктов, то при расчете плотности конкретного нефтепродукта, в связи с условным наименованием групп, следует применять значения коэффициентов К0, К и К2, той подгруппы нефтепродуктов, которой соответствует его плотность р15. Так, например бензин с плотностью р15 более 770.9 кг/м3 следует относить к подгруппе «топлива, занимающие по плотности промежуточное место между бензинами и керосинами» и расчет плотности проводить по коэффициентам, соответствующим данной подгруппе.

Проведенные исследования позволили определить, что влияние погрешности измерения давления значительно меньше, чем влияние погрешности измерения температуры при определении плотности и фактического объема нефтепродукта находящегося в МНПП. В тоже время существующая методика регламентирует при расчете массы нефтепродукта в МНПП разбивать трубопровод на расчетные участки таким образом, чтобы разность давлений между конечной и начальной точками участка не превышала 0.3 МПа, без учета температуры продукта, что является грубейшей методической ошибкой. На практике же, расчет осуществляется для всего трубопровода по средним значениям давления и температуры. Поскольку значения температуры и давления нефтепродукта различны в разных сечениях трубопровода по всей его протяженности, то для повышения точности определения массы нефтепродукта необходимо учитывать их действительные значения в каждом сечении трубопровода для внесения поправок.

Проведенные расчеты показали, что для получения пренебрежимо малой погрешности при разработке методики необходимо учесть следующее:

- расчетные участки по давлению необходимо выбирать таким образом, чтобы разность давлений между конечной и начальной точками участка не превышала 0.2 МПа для бензинов и 0.3 МПа для дизельных и реактивных топлив;

- расчетные участки по температуре необходимо выбирать таким образом, чтобы разность температур между конечной и начальной точками участка не превышала 0.4 °С.

Новизна и практическая ценность предлагаемого метода расчета (рис. 7) заключается в определении и учете значений интегральной плотности, температуры и давления на каждом участке трубопровода.

Изменение температуры нефтепродукта по длине МНПП описывается формулой Шухова, по которой точность расчета напрямую зависит от точности определения температуры окружающей среды трубопровода. Поскольку в процессе работы грунт вокруг трубопровода прогревается, то использование в расчетах значений средней температуры грунта, приведенных в климатологических справочниках, внесет существенную дополнительную погрешность.

Расчет средней температуры окружающей среды выполняется методом последовательных при-

ближений. Для выполнения расчета необходимо наличие измерительной системы (рис. 8). Данный расчет производится для трубопровода, работающего не менее 6 часов. Для определения средней температуры необходимы почасовые значения температуры продукта Тн (°С), закачиваемого в трубопровод на головной станции, температуры продукта Тк, по-

ступившего в конечный пункт, и температуры продукта Т(х), измеренной на участке 4/п^2 <х<1/3Ь

(где L - протяженность всего трубопровода; й -внутренний диаметр трубопровода; V - суточный объем закачиваемого нефтепродукта).

Определение массы нефтепродукта в линейной части МНПП

і

Для трубопроводов по которым ведется перекачка

1. Определение средней температуры окружающего грунта на последние 24 часа его работы ___________________

1.2 Определение объема незаполненного участка МНПП

2. Опре деление количества рассматриваемых участков, N

2.1 Определение средней температуры на рассматриваемом участке

2.2 Определение среднего давления на рассматриваемом участке

2.3 Определение поправочных коэффициентов на рассматриваемом участке

2.4 Определение объема н/п на рассматриваемом участке

2.6.2 Определение ^ массы н/п на

самотечном участке

2.7 Определение массы н/п на рассматриваемом участке

2.Определение средней температуры н/п в МНПП

3.Опре деление количества рассматриваемых участков, N

3.1 Определение среднего давления на рассматриваемом участке

Т.

3.2 Определение поправочных коэффициентов на рассматриваемом участке

Т.

3.3 Определение объема н/п на рассматриваемом участке

3.4 Определение плотности н/п на рассматриваемом участке

Т.

3.5 Определение массы н/п на рассматриваемом участке______

Рис. 7. Алгоритм расчета массы нефтепродукта в линейной части МНПП.

Рис. 8. Структурная схема ИИС предназначенной для составления оперативного баланса, а так же оформления исполнительных балансов движения нефтепродуктов при их транспортировке и при проведении инвентаризации.

Для температур Т„;, Тга- и Т(х){ находится их среднеарифметическое значение температур, и по формуле

I Т -Т T(x)Cp < Т(х) = I

^Т нср Т 0 у

(Тнср - Т0) + Т0 ,

методом итерации находится среднее значение температуры окружающего грунта трубопровод.

Расчет нужно проводить до выполнения следующего условия

Т(х)-Г(х)ср < ±0.2°С.

Учитывая значение определенной температуры окружающей среды и значение температуры нефтепродукта в начальном и конечном пункте, определяем протяженность трубопровода (участка), разность температур между конечной и начальной точками которого, не превышает 0.4 °С по формуле

х = 1Т^ I.

1п IИ*

IТ н - Т0

Проверка адекватности предлагаемой методики и алгоритма проводилась на Уфимском ПО ОАО «Уралтранснефтепродукт». В качестве примера приведены результаты расчетов для трубопровода «Салават-Уфа» (рис. 9-10).

Данный трубопровод с точки зрения проведения учетных операций, является сложным. Специфика данного трубопровода заключается в том, что разница температур закачиваемого нефтепродукта на начальном и конечных пунктах (ЛПДС «Салават» и ЛПДС «Черкассы») трубопровода протяженностью 174 км может достигать 25 °С. Кроме того режим работы носит периодический характер, остановки могут быть до 3-х суток. Все это приводит к ряду сложностей при сведении оперативного баланса, а так же при проведении инвентаризации.

Анализ проведенных расчетов показал, что с увеличением разности температур между головной станцией и конечным пунктом, увеличивается методическая составляющая погрешности измерения массы нефтепродукта. Это связано с тем, что в расчетах используется среднеарифметическое значение температуры для всей протяженности трубопровода. Так же видно, что при разности температур не более 5 °С между головной станцией и конечным пунктом методическая составляющая погрешности не превышает 0.1%. Учитывая правило пренебрежимо малой погрешности и для упрощения расчетов предложено рассчитывать среднею температуру нефтепродукта по формуле Т + 2Тк

Т’ _ Н_____.

ср

з

27800 27700 27600 27500 ^ 27400 27300 27200 27100 27000

0.5 0.8 2.5 2.5 2.6 3.3 5 5.9 5.9 11.8 12.2 13.6 24.9 25.9

АТ, °С

Рис. 9. График зависимости массы нефтепродукта в МНПП от разности температур между начальным и конечным пунктом.

1(») - определение массы нефтепродукта в МНПП по МИ 3275-2010, т; 2(•*) - определение массы нефтепродукта в МНПП

по предлагаемой методике, т.

АТ, °С

Рис. 10. График зависимости погрешности измерения массы от разности температур между начальным и конечным пунктом.

Применение разработанной методики позволяет повысить точность измерения с доверительной вероятностью 0.95 на 0.1-0.6 % в зависимости от разности температур между начальным и конечным пунктом.

ЛИТЕРАТУРА

1. Новоселов В. Ф., Ярыгин Е. Н., Козачук В. Ф. и др. Последовательная перекачка нефтепродуктов по разветвленным трубопроводам. М.: Недра, 1994. 112 с.

2. Абдулаев А. А. Контроль в процессах транспорта и хранения нефтепродуктов / А. А. Абдулаев, В. В. Бланк, В. А. Юфин. М.: Недра, 1990. 263 с.

МИ 3275-2010 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение учета нефтепродуктов при их транспортировке по системе магистральных нефтепродуктопроводов. Основные положения. Р.50.2.076-2010 Государственная система обеспечения единства измерений. Плотность нефти и нефтепродуктов. Методы расчета. Программа и таблицы приведения.

МИ 2801-2003 Государственная система обеспечения единства измерений. Вместимость магистральных нефте-продуктопроводов. Методика выполнения измерений геометрическим методом.

3.

4.

5.

Поступила в редакцию 15.02.2012 г. После доработки - 28.02.2012 г.