Способ автоматического контроля метрологических характеристик средств измерения (си) массы нефти или жидких нефтепродуктов (нп) при их приеме на базах топлива



Способ автоматического контроля метрологических характеристик средств измерения (си) массы нефти или жидких нефтепродуктов (нп) при их приеме на базах топлива
Способ автоматического контроля метрологических характеристик средств измерения (си) массы нефти или жидких нефтепродуктов (нп) при их приеме на базах топлива
Способ автоматического контроля метрологических характеристик средств измерения (си) массы нефти или жидких нефтепродуктов (нп) при их приеме на базах топлива
Способ автоматического контроля метрологических характеристик средств измерения (си) массы нефти или жидких нефтепродуктов (нп) при их приеме на базах топлива
Способ автоматического контроля метрологических характеристик средств измерения (си) массы нефти или жидких нефтепродуктов (нп) при их приеме на базах топлива
Способ автоматического контроля метрологических характеристик средств измерения (си) массы нефти или жидких нефтепродуктов (нп) при их приеме на базах топлива
Способ автоматического контроля метрологических характеристик средств измерения (си) массы нефти или жидких нефтепродуктов (нп) при их приеме на базах топлива
Способ автоматического контроля метрологических характеристик средств измерения (си) массы нефти или жидких нефтепродуктов (нп) при их приеме на базах топлива
Способ автоматического контроля метрологических характеристик средств измерения (си) массы нефти или жидких нефтепродуктов (нп) при их приеме на базах топлива
Способ автоматического контроля метрологических характеристик средств измерения (си) массы нефти или жидких нефтепродуктов (нп) при их приеме на базах топлива
Способ автоматического контроля метрологических характеристик средств измерения (си) массы нефти или жидких нефтепродуктов (нп) при их приеме на базах топлива
Способ автоматического контроля метрологических характеристик средств измерения (си) массы нефти или жидких нефтепродуктов (нп) при их приеме на базах топлива
Способ автоматического контроля метрологических характеристик средств измерения (си) массы нефти или жидких нефтепродуктов (нп) при их приеме на базах топлива
Способ автоматического контроля метрологических характеристик средств измерения (си) массы нефти или жидких нефтепродуктов (нп) при их приеме на базах топлива
Способ автоматического контроля метрологических характеристик средств измерения (си) массы нефти или жидких нефтепродуктов (нп) при их приеме на базах топлива
Способ автоматического контроля метрологических характеристик средств измерения (си) массы нефти или жидких нефтепродуктов (нп) при их приеме на базах топлива
Способ автоматического контроля метрологических характеристик средств измерения (си) массы нефти или жидких нефтепродуктов (нп) при их приеме на базах топлива
Способ автоматического контроля метрологических характеристик средств измерения (си) массы нефти или жидких нефтепродуктов (нп) при их приеме на базах топлива
Способ автоматического контроля метрологических характеристик средств измерения (си) массы нефти или жидких нефтепродуктов (нп) при их приеме на базах топлива
Способ автоматического контроля метрологических характеристик средств измерения (си) массы нефти или жидких нефтепродуктов (нп) при их приеме на базах топлива
Способ автоматического контроля метрологических характеристик средств измерения (си) массы нефти или жидких нефтепродуктов (нп) при их приеме на базах топлива
Способ автоматического контроля метрологических характеристик средств измерения (си) массы нефти или жидких нефтепродуктов (нп) при их приеме на базах топлива

 


Владельцы патента RU 2562942:

Общество с ограниченной ответственностью "Центр транспортного инспектората" (RU)

Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано в составе автоматизированных систем учета при приеме нефти или НП на базах топлива, в частности на нефтебазах и АЭС. Способ автоматического контроля метрологических характеристик средств измерения (СИ) массы нефти или жидких нефтепродуктов (НП) на базах посредством сравнения результатов измерений массы принимаемых нефти или НП при входном контроле в транспортировочной емкости (цистерне), на потоке в приемном коллекторе при сливе и в приемном резервуаре, по результатам измерений массы до и после приема нефти или НП, с документальной массой нефти или НП и, при выявлении отклонений, последующего сравнения результатов измерений с оценкой измеряемой массы нефти или НП, полученной на основе мажоритарного выбора результатов измерений, имеющих наименьшее значение абсолютной разности. Технический результат - повышение достоверности измерения массы нефти. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано в составе автоматизированных систем учета при приеме нефти или НП на базах топлива, в частности на нефтебазах и АЗС.

Известно устройство метрологического контроля расходомеров (RU 69234, HK: G01F 25/00 (2006. 01)) для оперативного метрологического контроля работы расходомеров в полевых условиях путем сравнительного анализа показаний контролируемого и эталонного расходомеров при выводе на монитор погрешности измерения расхода относительно эталонного расходомера в процентном отношении. Устройство применяют для измерения объема и расхода воды, поступающей из скважины или в нагнетательную скважину, а также для исследований трубопроводов по системе телеметрии. Устройство предназначено для эксплуатации на открытом воздухе, в климатических условиях макроклиматических районов с умеренным и холодным климатом при воздействии совокупности климатических факторов, характерных для этих районов. Использование устройства позволяет расширить его функциональные возможности за счет учета полного эксплуатационного ресурса функционирующего расходомера в условиях климатических и механических воздействий при сравнении его с эталонным расходомером с учетом факторов окружающей среды.

Недостатком устройства является возможность контроля только одного вида СИ, а именно расходомеров, при этом для выполнения операции контроля при сливе нефти или НП в резервуары необходима остановка основного технологического процесса.

Измерительно-вычислительный комплекс сбора и обработки информации систем учета НП «ОКТОПУС-Л» (RU 96954, МПК: G01F 1/00 (2006. 01)) предназначен для работы в составе систем измерения количества и показателей качества НП. В качестве эталонного средства измерения для контроля метрологических характеристик узла учета НП в системе применяют турбопоршневую поверочную установку. Недостатком способа является необходимость дополнительного метрологического оборудования (одна или несколько турбопоршневых установок), сложность монтажа установки (изменения в схеме трубопроводов), а также возможность контроля метрологических характеристик только СИ на потоке, то есть расходомеров.

Известен также способ контроля сохранности метрологических характеристик автоматизированных измерительных систем (RU 2399945, G05B 13/00 (2006. 01), G05B 23/02 (2006. 01)), содержащих управляемые источники тестовых воздействий, измерители информативных параметров, измерители параметров неуправляемых внешних воздействий и ЭВМ, включающий управление параметрами тестовых воздействий по программе для ЭВМ, отсчет с помощью ЭВМ значений измеряемых информативных параметров и параметров неуправляемых внешних воздействий, обработку результатов измерений с помощью ЭВМ по заданной программе, измерение значения на входах соответствующих измерителей информативных параметров и параметров неуправляемых внешних воздействий, повторение измерения не менее 100 раз для получения представительных выборок. В качестве опорного значения измеряемой величины для контроля метрологических характеристик СИ используют тестовый сигнал, поступающий на вход измерителя информативных параметров тестового воздействия от управляемого ЭВМ источника тестовых воздействий. Техническим результатом является увеличение межповерочного интервала измерительных систем, повышение эффективности и достоверности контроля сложных СИ. Метод подходит для контроля систем, предназначенных для измерения физических величин, значения которых заранее заданы и могут быть смоделированы выходным сигналом источника тестовых воздействия, и не может быть применен для контроля метрологических характеристик СИ массы нефти или НП, что является его основным недостатком.

Наиболее близким к заявляемому способу является способ автоматизированного учета и сведения товарного баланса НП на нефтебазах и АЗС (RU 2344379, G01F 1/86 (2006/01), G01F 17/00 (2006/01), G01F 15/06 (2006/01)), в котором в память ЭВМ заносят и сравнивают с документальной массой НП (по бухгалтерским книжным остаткам), находящихся на данный момент в резервуаре, затем вычисляют величину дебаланса между ними с определением знака дебаланса и производят корректировку отпускаемых доз НП таким образом, чтобы величина дебаланса фактической товарной массы нефти или НП в резервуаре и отпущенной товарной массы нефти или НП, отраженной в бухгалтерских документах, стремилась к совпадению. Технический результат заключается в непрерывной текущей автоматической минимизации дебаланса товарной массы нефти или НП между бухгалтерскими и фактическими данными остатка товарной массы вещества в емкостях хранения и возможности с высокой точностью выровнять данные СИ и бухгалтерского учета, то есть свести баланс между реальными и зафиксированными данными по бухгалтерским документам.

Недостатком способа является большая вероятность недостоверности результатов измерения, связанная с тем, что на основании сравнения результатов измерения различными СИ вносят корректировку в результат измерения, выполненного двумя СИ, одно из которых считают заведомо более точным и достоверным, а именно корректировку вносят в результаты измерения устройства отпуска НП, например, расходомера или плотномера, что отнести к достоверным результатам проблематично, поскольку заключение о точности производимых измерений делают на основании сравнения с результатами измерения массы нефти или НП в резервуаре без учета факта, что регистрируемые отклонения могут быть вызваны ошибками измерения, например превышением предела погрешности самой системы измерения в резервуаре.

Задачей, решаемой заявляемым изобретением, является повышение достоверности данных измерения массы нефти или НП за счет непрерывного тотального контроля метрологических характеристик СИ на всех этапах движения нефти или НП в процессе их приема на базах топлива.

Решение указанной задачи достигается тем, что в способе автоматического контроля метрологических характеристик средств измерения (СИ) массы нефти и жидких нефтепродуктов (НП) на базах выполняется анализ отклонений результатов измерений массы принимаемых нефти или НП при входном контроле в транспортировочной емкости (цистерне), на потоке в приемном коллекторе при сливе и в приемном резервуаре по результатам измерений массы до и после приема нефти или НП. В отличие от прототипа для контроля СИ проводят сравнение результатов измерений массы принимаемых нефти или НП как минимум тремя СИ с документальной массой нефти или НП и при выявлении отклонений- последующее сравнение результатов измерений с оценкой измеряемой массы нефти или НП, полученной на основе мажоритарного выбора результатов измерений, имеющих наименьшее значение абсолютной разности. В отличие от прототипа по результатам контроля СИ вместо корректировки измеренного значения делают вывод о возможности дальнейшего применения СИ или необходимости выполнения его внеплановой поверки.

Если для каждого из СИ, примененных в процессе приема нефти или НП, выполнено условие:

Mi - масса принимаемых нефти или НП, измеренная i-м СИ.

МДОК - масса принимаемых нефти или НП по данным сопроводительных документов;

Δ M i - предел абсолютной погрешности измерения i-го СИ;

ΔДОК - предел абсолютной погрешности измерения массы нефти или НП поставщиком (указывается в сопроводительных документах),

то контроль по результатам операции приема нефти или НП на базу считают успешно завершенным;

в случае, если для одного из СИ данное условие не выполнено, вычисляют оценку измеряемой массы принимаемых в резервуары склада нефти или НП (МО) как среднее арифметическое результатов, имеющих наименьшее значение абсолютной разности:

Mi- масса принимаемых нефти или НП, измеренная i-м СИ;

Mj - масса принимаемых нефти или НП, измеренная j-м СИ;

и определяют значение предельного отклонения для рассчитанной оценки массы принимаемых нефти или НП ( Δ M O ) исходя из соотношения:

Δ M i - предел абсолютной погрешности измерения i-го СИ;

Δ M j - предел абсолютной погрешности измерения j-го СИ,

причем для каждого из зарегистрированных результатов измерения проверяют условие:

Mi - масса принимаемых нефти или НП, измеренная i-м СИ;

MO - оценка измеряемой массы принимаемых нефти или НП, полученная на основе мажоритарного выбора результатов измерений, имеющих наименьшее значение абсолютной разности;

Δ M i - предел абсолютной погрешности измерения i-го СИ;

Δ M O - предельное отклонение для рассчитанной оценки массы принимаемых нефти или НП; при этом, если для всех контролируемых СИ данное условие выполнено, то достоверность результатов измерения массы нефти или НП, выполненных на трех этапах приема, считают удовлетворительной, причем если для какого-либо из контролируемых СИ данное условие не выполнено, то достоверность результатов измерения массы принятых нефти или НП считают неудовлетворительной и регистрируют факт превышения отклонения для данного СИ с сохранением в памяти ЭВМ даты обнаружения, абсолютной и относительной величины отклонения результатов измерения массы нефти или НП от вычисленной оценки измеряемой массы нефти или НП с последующим выполнением ретроспективного анализа релевантности результатов контроля СИ исходя из следующего условия:

ПN - заданный порог релевантности контроля по частоте регистрации фактов превышения допустимого значения отклонений, значение порога релевантности задают исходя из условий не более одного факта регистрации на 20 операций приема (измерений), выполненных с применением контролируемого СИ;

Z - количество зарегистрированных фактов превышения допустимой величины отклонения, с момента выполнения последней поверки СИ;

Y - общее количество операций приема, выполненных с применением контролируемого СИ, с момента выполнения последней поверки СИ;

ПМ - заданный порог релевантности контроля по величине регистрируемых отклонений, определяемый исходя из предела погрешности СИ;

∑ΔМ - сумма отклонений измеренной массы нефти или НП от вычисленной оценки измеряемой массы нефти или НП, зарегистрированных с момента выполнения последней поверки СИ;

М - суммарная масса нефти или НП, принятых с применением контролируемого СИ с момента выполнения последней поверки СИ, причем если в результате анализа релевантности результатов контроля выявлено, что выполняется одно из соотношений для какого-либо из контролируемых СИ, то считают метрологические характеристики данного СИ вышедшими за пределы допустимых значений и исключают данное СИ из схемы учета и проводят его поверку.

В заявляемом способе контроля метрологических характеристик СИ массы нефти или НП контроль метрологических характеристик для оценки релевантности и повышения достоверности результатов контроля СИ выполняют посредством последовательного сравнения результатов измерения массы принимаемых нефти или НП, полученных как минимум от трех различных СИ при последовательном выполнении трех этапов операции приема нефти или НП, а именно: при входном контроле в транспортировочной емкости (цистерне); на потоке в приемном коллекторе при сливе и в приемном резервуаре по результатам измерений массы до и после приема; с документальной массой нефти или НП и при выявлении отклонений - последующего сравнения результатов измерений с оценкой измеряемой массы нефти или НП, полученной на основе мажоритарного выбора результатов измерений, имеющих наименьшее значение абсолютной разности.

Применение ретроспективного анализа результатов контроля по предшествующим операциям приема нефти или НП, зарегистрированных с момента последней поверки контролируемых СИ, в полной мере обеспечивает объективную оценку достоверности измерений и релевантности результатов контроля метрологических характеристик СИ массы нефти или НП.

Функциональная схема устройства, реализующего способ, представлена на чертеже.

Устройство также обеспечивает возможность настройки подключения к СИ по любому из стандартных промышленных протоколов, как минимум, из следующего перечня: Modbus, Indastrial Ethernet, HART, CAN-based, ProfiBus, P-Net, FF H1, CC-Link, Fieldbus, Lonworks, KNX; кроме того, устройство обеспечивает возможность настройки получения данных от средств измерения по любому программному протоколу, реализованному производителем СИ, с преобразованием его в канонический протокол устройства.

Для выполнения контроля метрологических характеристик СИ не требуется остановки основного технологического процесса (контроль метрологических характеристик выполняется постоянно в процессе операций приема нефтепродуктов), не требуется наличия отдельных эталонных, поверенных средств измерения или источников эталонных воздействий для каждого типа контролируемых средств измерений.

Технический результат - своевременное выявление отклонений метрологических характеристик СИ от норм, по итогам анализа результатов измерений, полученных, как минимум, от трех различных средств измерения при последовательном выполнении трех этапов операции приема нефти и НП, а именно при входном контроле в транспортировочной емкости (цистерне); на потоке в приемном коллекторе при сливе и в приемном резервуаре по результатам измерений массы нефти и НП до и после приема.

На чертеже представлена функциональная схема устройства, обеспечивающего реализацию заявляемого способа.

Устройство включает блок сопряжения СИ массы нефти или НП в транспортировочной емкости 1. Вход блока 1 подключен к выходам СИ массы нефти или НП в транспортировочной емкости (железнодорожные или автомобильные весы или средство измерения погружного типа); блок сопряжения со средствами измерений массы сливаемых нефти или НП, прошедших через приемный коллектор 2. Вход блока 2 подключен к выходам СИ массы нефти или НП, прошедших через приемный коллектор (массовые расходомеры или иные средства измерения, реализующие динамический метод измерения массы нефти или НП); блок сопряжения со средствами измерения массы нефти или НП в резервуарах 3. Вход блока 3 подключен в выходам СИ массы нефти или НП в резервуарах; блок регистрации, анализа и визуализации 4. Входы блока 4 подключены, соответственно, к выходам блоков 1,2 и 3. Вход блока 4 подключен к локальной вычислительно сети (ЛВС) предприятия.

Блоки сопряжения 1,2 и 3 обеспечивают возможность подключения к СИ и считывания результатов измерений, по крайне мере, по одному из следующих промышленных протоколов: Modbus, Indastrial Ethernet, HART, CAN-based, ProfiBus, P-Net, FF HI, CC-Link, Fieldbus, Lonworks, KNX (конкретный набор поддерживаемых протоколов и конфигурация УС определяются набором контролируемых СИ и характеристиками промышленной сети) и преобразованием их к каноническому протоколу обмена данными с блоком 4. Гибкость, высокая адаптируемость и масштабируемость системы достигается за счет применения в качестве аппаратной базы для реализации блоков сопряжения 1, 2, 3 промышленных программируемых контроллеров (Programmable Logic Controller, PLC - класс специализированных устройств, используемых для автоматизации технологических процессов), допускающих расширение внешних физических интерфейсов обмена данными за счет возможности подключения дополнительных конверторов к штатным интерфейсам контроллера и реализации в памяти контроллера алгоритмов преобразования потока данных, поступающих от СИ по протоколу, предусмотренному производителем, к каноническому протоколу обмена данными с блоком 4. В качестве контроллеров для реализации блоков 1,2,3 могут быть применены контроллеры семейства Simatic S7 или семейства ControlWave, или их аналоги. При этом, в зависимости от топологии ЛВС предприятия, территориального расположения и количества контролируемых СИ, каждый блок сопряжения может быть реализован как на аппаратной базе отдельного контроллера, так и на базе общего с другими блоками сопряжения контроллера, что позволяет обеспечить максимальную гибкость системы.

Блок 4 обеспечивает хранение в энергонезависимой памяти перечня контролируемых СИ, сетевых адресов / идентификаторов СИ, значений нормативных погрешностей для каждого типа СИ, хранение конфигурируемых маршрутов приема НИ (наборов конкретных экземпляров СИ, задействованных в отдельной операции приема), обеспечивает получение и регистрацию в энергонезависимой памяти результатов измерения от каждого из СИ, реализует алгоритм сравнения результатов измерения и анализа соответствия метрологических характеристик СИ, на основании сравнения зарегистрированных отклонений, с предельно допустимыми отклонениями результатов измерений, определяемыми метрологическими характеристиками СИ. Результаты контроля отображаются на интегрированном в состав блока 4 информационном дисплее с возможностью распечатки результатов контроля на интегрированном в состав блока 4 печатающем устройстве.

Блок 4 исполнен в виде промышленного терминала, например, на базе промышленного компьютера серии Advantech ARK или iRobo 3000/4000 или аналога, и содержит средства ввода данных, отображения и вывода данных на печать с возможностью подключения к сети передачи данных по протоколу ТСРЛР.

Кроме того, блок 4 обеспечивает возможность ручного ввода результатов измерений, выполненных неавтоматизированными СИ в случае перехода на резервную схему учета НИ по причине отсутствия или неработоспособности автоматизированного СИ на каком-либо из контролируемых участков приема НП. Блок 4 также обеспечивает возможность ручного ввода или автоматического получения из системы учета НП данных о массе принимаемых НП на основании сопроводительных документов и регистрации факта начала и завершения операции приема. Кроме того, блок 4 обеспечивает возможность конфигурирования или получения из системы учета НП вновь создаваемых или изменяемых маршрутов приема.

Устройство работает следующим образом.

На вход блока 4 по локальной вычислительной сети (ЛВС) предприятия поступают данные от автоматизированной системы учета о факте начала операции приема и массе поступивших НП согласно сопроводительным документам. Результаты измерения массы нефти или НП в поступивших на склад транспортировочных емкостях поступают с выхода автоматизированных средств измерения массы нефти или НП в транспортировочных емкостях на вход блока 1. Блок 1 выполняет преобразование поступивших на вход данных о результатах измерения массы нефти или НП в транспортировочных емкостях к каноническому протоколу обмена данным с блоком 4 и передает их на вход блока 4 для хранения.

В процессе слива НП из транспортировочных емкостей в резервуары данные о массе слитых нефти или НП поступают от СИ массы нефти или НП, прошедших через приемный коллектор (массовые расходомеры) на вход блока 2. Блок 2 выполняет преобразование поступивших на вход данных о массе слитых нефти или НП к каноническому протоколу обмена данным с блоком 4 и передает их на вход блока 4 для хранения. Факт начала и завершения слива партии НП регистрируется оператором непосредственно в блоке 4 или поступает на вход блока 4 по ЛВС предприятия от автоматизированной системы учета (АСУ) или от автоматизированной системы управления технологическим процессом (АСУТП).

Далее данные о массе НП в резервуарах склада поступают от СИ массы нефти или НП в резервуарах склада на вход блока 3, преобразующего поступившие на вход данные о результатах измерения массы нефти или НП в резервуарах к каноническому протоколу обмена данными с блоком 4 и хранения в нем. На основании зарегистрированных данных о факте начала и завершения слива вычисляют массу НП, поступивших в резервуары склада, как разницу между массой НП в приемном резервуаре, зарегистрированной на момент завершения слива из транспортировочной емкости, и массой НП в приемном резервуаре, зарегистрированной также на момент начала слива.

По завершении приема НП с помощью блока 4 выполняют анализ отклонений результатов измерения массы принятых нефти или НП по данным каждого из СИ, применяемых в процессе измерения массы нефти или НП в процессе приема в резервуары хранения, посредством сравнения с документальной массой НП и, при выявлении отклонений, последующего сравнения результатов измерений с оценкой измеряемой массы нефти или НП, полученной на основе мажоритарного выбора результатов измерений, имеющих наименьшее значение абсолютной разности.

Результаты контроля и/или рекомендации по выполнению дальнейших действий по обслуживанию технологического оборудования и СИ отображают на дисплее блока 4 с возможностью распечатки.

По завершении любой операции приема НП в резервуары хранения проводят анализ отклонений результатов контроля СИ массы нефти или НП в следующей последовательности:

1. Выполняют сравнение результатов измерения массы нефти или НП средствами измерения массы нефти или НП в транспортировочных емкостях на соответствие условию:

где МТРЕ - масса нефти или НП, измеренная СИ массы нефти или НП в транспортировочных емкостях;

МДОК - масса нефти или НП, поступивших на склад, согласно сопроводительным документам;

ΔТРЕ - предел абсолютной погрешности измерения СИ массы нефти или НП в транспортировочных емкостях;

ΔДОК - предел абсолютной погрешности измерения массы нефти или НП поставщиком при отгрузке, указанный в сопроводительных документах.

2. Выполняют сравнение результатов измерения массы нефти или НП средствами измерения массы нефти или НП, прошедших через приемный коллектор (массовые расходомеры) в процессе слива, на соответствие следующему условию:

где ММР - масса нефти или НП, измеренная СИ массы нефти или НП, прошедших через приемный коллектор (массовые расходомеры) в процессе слива;

ΔМР - предел абсолютной погрешности измерения СИ массы нефти или НП, прошедших через приемный коллектор (массовые расходомеры) в процессе слива;

МДОК - масса нефти или НП, поступивших на склад согласно сопроводительным документам;

ΔДОК - предел абсолютной погрешности измерения массы нефти или НП, указанный поставщиком в сопроводительных документах при отгрузке.

3. Определяют массу принятого нефти или НП исходя из следующего соотношения:

МРЕЗ_Н - масса нефти или НП в приемных резервуарах на момент начала слива;

МРЕЗ_З - масса нефти или НП в приемных резервуарах на момент завершения слива.

4. Проводят проверку данных на выполнение следующего условия:

МРЕЗ - масса принятых нефти или НП по результатам измерения в приемных резервуарах;

ΔРЕЗ_Н - предел абсолютной погрешности измерения массы нефти или НП в приемных резервуарах на момент начала слива, определяемый путем умножения результата измерения массы СИ на значение относительной погрешности измерения в соответствии со значением относительной погрешности, указанной в свидетельстве об утверждении типа СИ;

ΔРЕЗ_З - предел абсолютной погрешности измерения массы нефти или НП в приемных резервуарах на момент завершения слива, определяемый путем умножения результата измерения массы нефти или НП на значение относительной погрешности измерения в соответствии со значением абсолютной погрешности, указанной в свидетельстве об утверждении типа СИ.

Если все указанные условия выполнены, то достоверность результатов измерения массы нефти или НП при приеме, выполненных на трех этапах контроля СИ, а именно: при входном контроле в транспортировочной емкости (цистерне); на потоке в приемном коллекторе при сливе и в приемном резервуаре по результатам измерений массы до и после приема, считают удовлетворительной и контроль метрологических характеристик по данной операции приема завершают.

Если, по меньшей мере, одно из условий не выполнено, проводят следующий этап анализа отклонений путем вычисления оценки измеряемой массы принимаемых нефти или НП (МО), на основе мажоритарного выбора результатов измерений, имеющих наименьшее значение абсолютной разности, для чего из значений МТРЕ, ММР, МРЕЗ выбирают два результата измерения с минимальной разницей значений, а за оценку истинного значения измеряемой массы принимаемых нефти или НП принимают среднее арифметическое между выбранными значениями и вычисляют предельно допустимое отклонение результатов измерения массы Δ M O от вычисленной оценки измеряемой массы принимаемых нефти или НП (МО), при этом:

МТРЕ - масса нефти или НП, измеренная СИ в транспортировочных емкостях;

ΔМР - предел абсолютной погрешности измерения СИ измерения массы нефти или НП, прошедших через приемный коллектор (массовые расходомеры) в процессе слива;

МРЕЗ - масса принятых нефти или НП по результатам измерения в приемных резервуарах;

ΔТРЕ - предел абсолютной погрешности измерения СИ массы нефти или НП в транспортировочных емкостях;

ΔМР - предел абсолютной погрешности измерения СИ массы нефти или НП, прошедших через приемный коллектор (массовые расходомеры) в процессе слива;

ΔРЕЗ_Н - предел абсолютной погрешности измерения массы нефти или НП в приемных резервуарах на момент начала слива, определяемый путем умножения результата измерения массы СИ на значение относительной погрешности измерения в соответствии со значением относительной погрешности, указанной в свидетельстве об утверждении типа СИ;.

ΔРЕЗ_З - предел абсолютной погрешности измерения массы нефти или НП в приемных резервуарах на момент завершения слива, определяемый путем умножения результата измерения массы нефти или НП на значение относительной погрешности измерения в соответствии со значением абсолютной погрешности, указанной в свидетельстве об утверждении типа СИ.

а) с помощью блока 4 выполняют сравнение результатов измерения массы нефти или НП в транспортировочной в емкости МТРЕ, зарегистрированных на этапе входного контроля в транспортировочной емкости, с вычисленной оценкой измеряемой массы принимаемых нефти или НП (МО):

где МТРЕ - масса нефти или НП, измеренная СИ в транспортировочных емкостях;

ΔТРЕ - предел абсолютной погрешности измерения СИ массы нефти или НП в транспортировочных емкостях;

МО - оценка измеряемой массы принимаемых нефти или НП, полученная на основе мажоритарного выбора результатов измерений, имеющих наименьшее значение абсолютной разности;

ΔО - предельное отклонение для рассчитанной оценки массы принимаемых нефти или НП МО.

Если данное соотношение выполнено, то регистрируют факт успешного завершения контроля метрологических характеристик СИ массы нефти или НП в транспортировочной емкости.

Если соотношение не выполнено, то регистрируют факт превышения допустимого отклонения результатов измерения от вычисленной оценки измеряемой массы принимаемых нефти или НП для СИ в транспортировочной емкости.

б) выполняют сравнение результатов измерения массы нефти или НП, прошедших через приемный коллектор, зарегистрированных по данным, полученным на этапе слива нефти или НП в резервуары, с вычисленной оценкой измеряемой массы принимаемого нефти или НП MO:

где ММР - масса нефти или НП, измеренная СИ массы нефти или НП, прошедших через приемный коллектор (массовые расходомеры) в процессе слива;

ΔМР - предел абсолютной погрешности измерения СИ массы нефти или НП, прошедших через приемный коллектор (массовые расходомеры) в процессе слива;

МО - оценка измеряемой массы принимаемых нефти или НП, полученная на основе мажоритарного выбора результатов измерений, имеющих наименьшее значение абсолютной разности;

ΔМО - предельное отклонение для рассчитанной оценки массы принимаемых нефти или НП МО.

Если данное соотношение выполнено, то регистрируют факт успешного завершения контроля метрологических характеристик СИ массы нефти или НП, прошедших через приемный коллектор (массового расходомера).

Если соотношение не выполнено, то регистрируют факт превышения допустимого отклонения результатов измерения от вычисленной оценки измеряемой массы принимаемых нефти или НП для СИ массы нефти или НП, прошедших через приемный коллектор (массового расходомера).

в) выполняют сравнение результатов измерения массы нефти или НП, принятых в резервуары, зарегистрированных по данным системы измерения в приемных резервуарах, с вычисленной оценкой измеряемой массы принимаемых нефти или НП МО:

где МРЕЗ - масса принятых нефти или НП по результатам измерения в приемных резервуарах;

ΔРЕЗ_Н - предел абсолютной погрешности измерения массы нефти или НП в приемных резервуарах на момент начала слива;

ΔРЕЗ_З - предел абсолютной погрешности измерения массы нефти или НП в приемных резервуарах на момент завершения слива.

МО - оценка измеряемой массы принимаемых нефти или НП, полученная на основе мажоритарного выбора результатов измерений, имеющих наименьшее значение абсолютной разности;

ΔМО - предельное отклонение для рассчитанной оценки массы принимаемых нефти или НП МО.

Если данное соотношение выполнено, то регистрируют факт успешного завершения контроля метрологических характеристик СИ массы нефти или НП в резервуарах.

Если соотношение не выполнено, то регистрируют факт превышения допустимого отклонения результатов измерения от вычисленной оценки измеряемой массы, принимаемых нефти или НП для СИ в резервуарах.

Выполняют анализ отклонений результатов измерений от вычисленной оценки измеряемой массы принимаемых нефти или НП:

1. если не зарегистрирован факт превышения отклонений для какого-либо из СИ, примененных при приеме нефти или НП, то достоверность результатов измерения для этих СИ считают удовлетворительной, а отклонения, выявленные на этапе сравнения результатов измерения массы нефти или НП с массой по данным сопроводительных документов, обусловлены фактическим отклонением массы принимаемых нефти или НП от значения, указанного в сопроводительных документах;

2. если зарегистрирован факт превышения отклонения результата измерения массы нефти или НП для какого-либо из СИ, примененных при приеме нефти или НП, то достоверность результатов измерений для данного СИ считают не удовлетворительной и сохраняют дату обнаружения и значение абсолютной и относительной величины отклонения результатов измерения от вычисленной оценки измеряемой массы принимаемых нефти или НП, с последующим выполнением ретроспективного анализа релевантности результатов контроля, исходя из результатов проверки каждого СИ на соответствие условию:

ПN - заданный порог релевантности контроля по частоте регистрации фактов превышения допустимого значения отклонений, в частности, значение порога релевантности может быть задано на уровне не более одного факта регистрации на 20 операций приема (измерений), выполненных с применением контролируемого СИ;

Z - количество зарегистрированных фактов превышения допустимой величины отклонения, с момента выполнения последней поверки СИ;

Y - общее количество операций приема, выполненных с применением контролируемого СИ, с момента выполнения последней поверки СИ;

ПМ - заданный порог релевантности контроля по величине регистрируемых отклонений, определяемый исходя из предела погрешности СИ;

∑ΔM - сумма отклонений измеренной массы от вычисленной оценки массы принимаемых нефти или НП, зарегистрированных с момента выполнения последней поверки СИ;

М - суммарная масса нефти или НП, принятых с применением контролируемого СИ с момента проведения последней поверки СИ.

Если в результате анализа релевантности результатов контроля выявлено, что выполняется одно из соотношений для какого-либо из контролируемых СИ, то считают метрологические характеристики данного СИ вышедшими за пределы допустимых значений и исключают данное СИ из схемы учета и проводят его поверку.

Заявляемый способ реализован в Единой автоматизированной системе учета дизельного топлива (ЕАСУ ДТ) на топливном складе г. Великие Луки Санкт-Петербургской Дирекции МТО - филиала ОАО «РЖД», что позволило в течение месяца выявить и устранить отклонения метрологических характеристик узла учета принимаемых нефти или НП (измерительная установка «AT»). При этом выполнялся контроль метрологических характеристик следующих средств измерения:

- СИ массы нефти или НП в транспортировочных емкостях ИПН-1;

- СИ массы сливаемых нефти или НП, прошедших через приемный коллектор - измерительная установка АТ41ЖД1(БН)1СВ;

- СИ массы нефти или НП в резервуарах - УИП-9602 «Гамма».

При реализации способа использованы следующие значения параметров контроля.

- предельная относительная погрешность СИ массы нефти или НП в транспортировочных емкостях: δТРЕ≤0,65%;

- предельная относительная погрешность СИ массы сливаемых нефти или НП, прошедших через приемный коллектор: δМР≤0,15%;

- предельная относительная погрешность СИ массы нефти или НП в резервуарах склада: δРЕЗ≤0,5%;

- порог релевантности контроля по частоте регистрации фактов превышения допустимого значения отклонений ПN≤0,05, то есть не более одного превышения допустимого отклонения на 20 измерений;

- порог релевантности контроля по величине регистрируемых отклонений для каждого из СИ принят соответственно:

ПМ_ТРЕ≤0,92%;

ПМ_МР≤0,21%;

ПМ_РЕЗ≤1,00%.

Проверка выполнения условий описанного способа контроля была реализована в программном обеспечении ЕАСУ ДТ. В результате применение описанного способа для контроля метрологических характеристик указанных СИ были зарегистрированы факты превышения предельных отклонений измеренного значения массы нефти или НП для СИ массы сливаемых нефти или НП, прошедших через приемный коллектор - АТ41ЖД1(БН)1СВ. Релевантность результатов контроля была подтверждена как по показателю ПN, так и по показателю ПМ. По результатам контроля было принято решение о проведении внеплановой поверки СИ. Поверка подтвердила факт превышения предельного отклонения при измерении массы нефти или НП (наличие систематической погрешности, возникшей из-за ошибки монтажа СИ). В результате проведенных работ по устранению недочетов монтажа и последующей юстировки СИ систематическая составляющая погрешности была устранена, метрологические характеристики СИ приведены в соответствие с описанием типа СИ. Контроль метрологических характеристик, выполняемый в течение трех месяцев после выполнения поверки и юстировки, показал отсутствие превышения предельных отклонений.

1. Способ автоматического контроля метрологических характеристик средств измерения (СИ) массы нефти или жидких нефтепродуктов (НП) на базах посредством сравнения результатов измерений массы принимаемых нефти или НП при входном контроле в транспортировочной емкости (цистерне), на потоке в приемном коллекторе при сливе и в приемном резервуаре, по результатам измерений массы до и после приема нефти или НП, с документальной массой нефти или НП и, при выявлении отклонений, последующего сравнения результатов измерений с оценкой измеряемой массы нефти или НП, полученной на основе мажоритарного выбора результатов измерений, имеющих наименьшее значение абсолютной разности, а именно, если для каждого из примененных СИ в процессе приема нефти или НП выполнено условие:

Mi - масса принимаемых нефти или НП, измеренная i-м СИ.
MДОК - масса принимаемых нефти или НП по данным сопроводительных документов;
Δ M i - предел абсолютной погрешности измерения i-го СИ;
ΔДОК - предел абсолютной погрешности измерения массы нефти или НП, указанной в сопроводительных документах, то контроль по результатам операции приема нефти или НП на базу считают успешно завершенным;
в случае, если хотя бы для одного из СИ данное условие не выполнено, то вычисляют оценку массы принимаемых нефти или НП (МО) из отношения:

Mi - масса принимаемых нефти или НП, измеренная i-м СИ;
Mj - масса принимаемых нефти или НП, измеренная j-м СИ;
и определяют значение предельного отклонения для вычисленной оценки массы принимаемых нефти или НП ( Δ M O ) исходя из соотношения:

Δ M i - предел абсолютной погрешности измерения i-го СИ;
Δ M j - предел абсолютной погрешности измерения j-го СИ;
причем для каждого из зарегистрированных результатов измерения проверяют условие:

Mi - масса принимаемых нефти или НП, измеренная i-м СИ;
MO - оценка измеряемой массы принимаемых нефти или НП, полученная на основе мажоритарного выбора результатов измерений, имеющих наименьшее значение абсолютной разности.
Δ M i - предел абсолютной погрешности измерения i-го СИ;
Δ M O - предельное отклонение для рассчитанной оценки массы принимаемых нефти или НП;
при этом если для всех контролируемых СИ данное условие выполнено, то достоверность результатов измерения массы нефти или НП, выполненных на трех этапах приема, считают удовлетворительной; причем если для какого-либо из контролируемых СИ данное условие не выполнено, то достоверность результатов измерения массы принятых нефти или НП считают неудовлетворительной и регистрируют факт превышения отклонения для данного СИ с сохранением в памяти ЭВМ даты обнаружения, абсолютной и относительной величины отклонения результатов измерения массы нефти или НП от вычисленной оценки массы принимаемых нефти или НП, с последующим выполнением ретроспективного анализа релевантности результатов контроля СИ исходя из следующих условий:

ПN - заданный порог релевантности контроля по частоте регистрации фактов превышения допустимого значения отклонений, в частности, значение порога релевантности на уровне не более одного факта регистрации на 20 операций приема (измерений), выполненных с применением контролируемого СИ;
Z - количество зарегистрированных фактов превышения допустимой величины отклонения, с момента выполнения последней поверки СИ;
Y - общее количество операций приема, выполненных с применением контролируемого СИ, с момента выполнения последней поверки СИ;

ПМ - заданный порог релевантности контроля по величине регистрируемых отклонений, определяемый исходя из предела погрешности СИ;
∑ΔM - сумма абсолютных значений отклонений измеренной массы нефти или НП от вычисленной оценки массы принимаемых нефти или НП, зарегистрированных с момента выполнения последней поверки СИ;
М - суммарная масса нефти или НП, принятых с применением контролируемого СИ с момента выполнения последней поверки СИ;
при этом если в результате анализа релевантности результатов контроля выявлено, что выполняется одно из соотношений для какого-либо из контролируемых СИ, то метрологические характеристики данного СИ считают вышедшими за пределы допустимых значений и исключают данное СИ из схемы учета и проводят его поверку.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при определении
- предельная относительная погрешность СИ массы нефти или НП в транспортировочных емкостях: δТРЕ≤0,65%;
- предельная относительная погрешность СИ массы сливаемых нефти или НП, прошедших через приемный коллектор: δМР≤0,15%;
- предельная относительная погрешность СИ массы нефти или НП в резервуарах склада: δРЕЗ≤0,5%.



 

Похожие патенты:

Предлагается способ поверки электромагнитного расходомера жидких металлов с помощью проливного расходомерного стенда, работающего на водопроводной воде при комнатной температуре.

Изобретение относится к области приборостроения, в частности к генераторам переменного расхода, предназначенным для формирования импульсного давления и/или расхода рабочей среды при исследовании метрологических характеристик средств измерений давления и расхода жидкости, и может найти применение в приборостроительной промышленности при метрологической аттестации этих средств измерений.

Изобретение относится к области приборостроения, в частности к генераторам переменного расхода, предназначенным для формирования импульсного давления и/или расхода рабочей среды при исследовании метрологических характеристик средств измерений давления и расхода жидкости, и может найти применение в приборостроительной промышленности при метрологической аттестации этих средств измерений.

Изобретение предназначено для калибровки скважинных приборов, применяемых для контроля над разработкой газовых месторождений и эксплуатацией подземных хранилищ газа.

Использование: для определения времени задержки ультразвуковых расходомеров. Изобретение ваключает систему и способ калибровки ультразвукового расходомера.

Представленное устройство для определения положения вытеснителя в калибровочном устройстве для расходомера, а также способ его использования и система, содержащая данное устройство, относятся к измерительной технике, а именно, к устройствам для калибровки аппаратуры для измерения расхода жидкости.

Изобретение относится к области измерительной техники и может быть использовано при градуировке и поверке расходомеров газа (сверхкритических расходомеров и расходомеров переменного перепада), применяемых в промышленных и лабораторных установках.

Установка для поверки и калибровки счетчиков, расходомеров и расходомеров-счетчиков газа относится к измерительной технике, в частности к поверочным установкам на критических соплах, и предназначено для поверки и калибровки счетчиков, расходомеров и расходомеров-счетчиков различных типов.

Изобретение относится к нефтяной отрасли, может быть использовано для проверки мультифазных расходомеров в условиях эксплуатации нефтяных скважин. Технический результат направлен на повышение точности определения калибровочных коэффициентов мультифазного расходомера и обеспечение возможности оперативного контроля и корректировки его показаний в условиях эксплуатации нефтяных скважин.

Изобретение относится к приборостроению, в частности к устройствам, передающим давление жидкости или газа, и может быть использовано в метрологических целях для калибровки или поверки средств измерения и контроля давления.

Изобретение относится к устройству и способу для поверки (калибровки) расходомера, объемного счетчика, массового счетчика. Устройство содержит калиброванный участок трубопровода, поршень-вытеснитель, движущийся в калиброванном участке под действием потока измеряемой среды, детекторы начального и конечного положений поршня-вытеснителя в калиброванном участке трубопровода, вторичный прибор, осуществляющий накопление и математическую обработку измерительной информации, поступающей от поверяемого (калибруемого) расходомера, объемного счетчика, массового счетчика в виде последовательностей импульсов, ограниченных во времени моментами срабатывания детекторов начального и конечного положений поршня-вытеснителя в калиброванном участке трубопровода. В устройство введены дополнительные детекторы начального и конечного положений поршня-вытеснителя и дополнительные измерительные каналы вторичного прибора, осуществляющего накопление и математическую обработку импульсных последовательностей от преобразователя расхода, ограниченных во времени моментами срабатывания детекторов начального и конечного положений поршня-вытеснителя. Суммарное число детекторов начального и конечного положений поршня-вытеснителя составляет не менее пяти. Технический результат - сокращение времени работы устройства в процессе измерений и повышение точности результатов измерений. 2 н. и 4 з.п. ф-лы, 6 ил.

Предоставляется вибрационный расходомер (5, 300). Вибрационный расходомер (5, 300) включает в себя сборку (10, 310) расходомера, включающую в себя, по меньшей мере, два вибрационных датчика (170L и 170R, 303 и 305), которые создают, по меньшей мере, два вибрационных сигнала, и измерительную электронику (20, 320), которая принимает, по меньшей мере, два вибрационных сигнала, создает новую временную разность (Δt), используя многократные измерения временной разности, полученные для текущего материала, и определяет, находится ли новая временная разность (Δt) в пределах заданных границ старой временной разности (Δt0). Причем измерительная электроника (20, 320) сконфигурирована для определения, стабильны ли по существу измерения временной разности. Технический результат - повышение точности за счет исключения некорректного обнуления измерителя. 2 н. и 16 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к измерительной технике. Заявленная установка для испытания расходомеров-счетчиков газа содержит трубопровод, запорную арматуру, компрессор, эластичный резервуар, входную испытательную магистраль, испытательный коллектор, испытательные участки, выходную испытательную магистраль, фильтр, датчик температуры, датчик абсолютного давления и датчик дифференциального давления, причем устройство задания расхода выполнено в виде двух вращающихся друг относительно друга плотно прилегающих отполированных соосных диска с отверстиями, при этом в одном из дисков отверстия калиброванные. Техническим результатом является устранение ограничения точности установки для испытания расходомеров-счетчиков газа точностью эталонного расходомера, обеспечение более технологичного устройства задания расхода. 1 ил.

Изобретение относится к способам диагностирования датчиков измерения. Предложенный способ заключается в том, что сигнал с выхода диагностируемого датчика сравнивают с контрольными типичными сигналами. При этом физическую величину, измеряемую посредством диагностируемого датчика, дополнительно измеряют не менее чем тремя датчиками, осуществляющими измерения разными способами. Далее для каждой пары датчиков рассчитывают значение критерия проверки гипотезы о равенстве центров распределения двух независимых выборок, состоящих из полученных результатов многократных измерений физической величины. Полученное значение критерия сравнивают с нормированным значением, и при наличии существенного расхождения в показаниях пары датчиков делают вывод о наличии метрологического отказа датчика. Техническим результатом изобретения является повышение метрологической надежности и достоверности результатов диагностирования датчиков измерения.
Наверх