На правах рукописи

Уметбаев Фанис Сагитович

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДОВ И СРЕДСТВ УЧЕТА

НЕФТЕПРОДУКТОВ В ПРОЦЕССАХ ТРАНСПОРТА И ХРАНЕНИЯ

Специальность 25.00.19 – Строительство и эксплуатация

нефтегазопроводов, баз и хранилищ

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа – 2013

Работа выполнена на кафедре «Транспорт и хранение нефти и газа» ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет»

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор Фролов Юрий Афанасьевич

Официальные оппоненты: Байков Игорь Равильевич доктор технических наук, профессор ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет»/ заведующий кафедрой «Промышленная теплоэнергетика»

Гольянов Андрей Иванович кандидат технических наук, доцент ООО «Научно-исследовательский институт транспорта нефти и нефтепродуктов»/ главный специалист отдела технологических расчетов

Ведущая организация: ФГБОУ ВПО «Самарский государственный технический университет» (г. Самара)» РБ (г. Уфа)

Защита диссертации состоится «23» мая 2013 года в 16-30 на заседании диссертационного совета Д 212.289.04 при ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» по адресу: 450062, Республика Башкортостан, г.Уфа, ул. Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет».

Автореферат диссертации разослан «19» апреля 2013 года.

Ученый секретарь диссертационного совета Ямалиев Виль Узбекович

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. При эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов одной из актуальных задач является повышение эффективности их эксплуатации, которая решается главным образом за счет снижения потерь нефтепродуктов и затрат на их транспорт. Однако для оценки проводимых мероприятий необходима точная и достоверная информация о количестве перекачиваемого и хранимого нефтепродукта. Отсюда следует, что повышение точности определения массы нефтепродуктов является значимой проблемой для предприятий, участвующих в процессах транспорта и хранения, в том числе при установлении планов приема и поставки нефтепродуктов по трубопроводам, расчета грузооборота и удельного расхода электроэнергии, контроля общего наличия нефтепродуктов и свободных емкостей при проведении ремонтных работ и принятия решений о возможности изменения режима перекачки.

Необоснованное применение предприятиями и организациями системы нефтепродуктообеспечения завышенных норм естественной убыли (потерь) обусловливает недостоверность учета нефтепродуктов, что приводит к списанию недостачи нефтепродуктов на издержки вместо целенаправленных действий по разработке соответствующих ресурсосберегающих мероприятий.

Наличие в трубопроводе на отдельных участках течения неполным сечением, локальные изменения температуры, изменения режима работы и др. условия усложняют точное определение количества нефтепродуктов.

Поэтому разработка новых и совершенствование существующих методов определения массы нефтепродуктов в процессах транспорта и хранения в настоящее время является актуальной задачей.

Цель работы – обеспечение эффективности эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов на основе повышения точности и достоверности определения количества нефтепродуктов.

Задачи исследования:

1 Анализ существующих методов и средств определения количества нефтепродуктов в процессах транспорта и хранения;

2 Разработка алгоритма определения массы нефтепродуктов в линейной части магистрального нефтепродуктопровода (далее – МНПП), учитывающего влияние изменения плотности, температуры, давления и степени заполнения трубопровода на каждом участке;

3 Разработка способа настройки и установки для его реализации, позволяющего повысить точность определения массы нефтепродуктов автоматизированными системами (далее – АС) при приеме и поставке нефтепродуктов по МНПП;

4 Оценка точности предлагаемых методов и средств определения массы нефтепродуктов в линейной части МНПП.

Методы исследований Поставленные в работе задачи решались с использованием системного, логического, структурного анализа, математической статистики и уравнения теплового баланса. Расчеты выполнялись с использованием программ MathCAD и MS Excel.

Научная новизна 1 Установлен оптимальный шаг дискретизации влияющих величин (разность температур между конечной и начальной точками рассматриваемого участка 0,4 С;

разность давлений 0,2 МПа для бензинов и 0,3 МПа для дизельных и реактивных топлив) при определении массы нефтепродуктов в МНПП, что позволило повысить точность в 2 раза.

2 Установлено, что пренебрежение фактическим углом наклона трубопровода к горизонту при определении массы нефтепродуктов на самотечных участках приводит к снижению точности до 20%.

На защиту выносятся результаты научных разработок в области создания методов повышения точности и достоверности учета нефтепродуктов в процессах транспорта и хранения.

Практическая значимость 1 Результаты анализа существующих методов и средств определения количества нефтепродуктов в процессах транспорта и хранения легли в основу разработок следующих методик измерений:

- «Методика выполнения измерений массы нефтепродуктов в стальных вертикальных резервуарах РВС-1000 на участке №2 Уфимского филиала ОАО «Башкирнефтепродукт» с использованием системы учета и контроля резервуарных запасов 876Entis Pro», используемая на предприятии ОАО АНК «Башнефть» «БашнефтьБашкирнефтепродукт»;

- «Методика выполнения измерений массы нефтепродуктов в железнодорожных цистернах на ОАО «Ново-Уфимский нефтеперерабатывающий завод», используемая на предприятии ОАО «Ново-Уфимский нефтеперерабатывающий завод»;

- «Методика измерений массы нефтепродуктов в железнодорожных цистернах на ОАО «Уфанефтехим», используемая на предприятии ОАО АНК «Башнефть»

«Башнефть-Уфанефтехим»;

- «Методика выполнения измерений массы нефтепродуктов в стальных вертикальных резервуарах на ОАО «Уфанефтехим», используемая на предприятии ОАО АНК «Башнефть» «Башнефть-Уфанефтехим»;

- «Методика измерений массы нефтепродуктов в стальных вертикальных резервуарах РВС-1000 на объекте 11-19 товарного производства ОАО «УФАОРГСИНТЕЗ», используемая на предприятии ОАО «УФАОРГСИНТЕЗ».

2 Предлагаемый метод градуировки информационно-измерительных систем (АС) внедрен на предприятии ОАО АНК «Башнефть» «БашнефтьБашкирнефтепродукт» при проведении калибровки «Комплекса измерительного АНП №2-01», предназначенного для измерений и регистрации объема и массы светлых нефтепродуктов в процессе налива в автоцистерны при проведении учетнорасчетных операций.

3 Разработанная конструкция установки (эталона) защищена патентом на полезную модель №98579 «Передвижная установка для поверки средств измерения массы или объема расхода жидкости» и принята заводом ОАО "Иглинский весовой завод" к производству.

Апробация работы. Основные положения диссертации были доложены и обсуждены:

- на международном форуме «Нефтегазсервис 2007»: Научно-практическая конференция «Нефтегазовый сервис – ключ к рациональному использованию энергоресурсов», г. Уфа, 2007 г;

- на VII Российском энергетическом форуме: Роль науки в развитии топливноэнергетического комплекса, г. Уфа, 2007 г.;

- на всероссийской молодежной научной конференции «Мавлютовские чтения», г. Уфа, 2007 г.;

- на 58, 59, 61 научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых, г. Уфа, 2007, 2008, 2010 г.;

- на международных учебно-научно-практических конференциях «Трубопроводный транспорт – 2007, 2008, 2009, 2010, 2012», г. Уфа.

Публикации. По теме диссертационной работы опубликовано 17 печатных трудов, в том числе 4 статьи, из них 3 статьи опубликованы в журналах перечня ВАК Министерства образования и науки РФ.

Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций; содержит 191 страницу машинописного текста, в том числе 31 таблицу, 27 рисунков и 14 приложений, библиографический список из 162 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснованы актуальность, цель и основные задачи исследования, основные положения, выносимые на защиту, характеристика научной новизны, практической ценности и апробации научных результатов.

Первая глава посвящена анализу учетных операций в процессах транспорта и хранения нефтепродуктов, выполняемых при их приеме/отгрузке, хранении, транспортировании и передаче прав собственности.

Вопросами учета нефтепродуктов, в том числе коммерческого, как совокупности технологических операций, связанных с организацией и управлением их движения и хранения, занимались П.А. Абдуллаев, Р.А. Акопян, Т.М. Алиев, М.С. Анохин, И.Р. Байков, В.В. Бланк, Г.Н. Бобровников, А.И. Буланов, А.И. Владимирский, М.М. Гареев, М.Я. Гинзбург, А.Г. Годнев, Ф.А. Давлетьяров, Н.В. Давыдов, Л.А. Зайцев, Е.А. Золотухин, Е.И. Зоря, Ф.М. Кантор, В.Г. Коваленко, В.А. Кратиров, В.Н. Кузнецов, М.А. Кузьменко, С.Г. Кюрегян, Ю.В. Ливанов, М.В. Лурье, М.С. Немиров, А.М. Несговоров, В.Ф. Новоселов, М.А. Слепян, Н.Н. Страмцов, А.А. Тер-Хачатуров, А.Ш. Фатхутдинов, Ю.А. Фролов, Д.В. Цагарели, Л.Г. Яковлев и др.

Проведенный анализ существующих методов и средств учета нефтепродуктов показал, что существующие методы имеют недостатки, приводящие к недостоверным измерениям массы нефтепродуктов, поскольку в условиях эксплуатации не учитывают ряд внешних факторов, вызывающих дополнительную погрешность измерения массы, что приводит к недостачам при сведении баланса сдаваемых и принимаемых нефтепродуктов в системе МНПП.

В частности, существующая методика определения массы нефтепродуктов в МНПП не учитывает такие внешние факторы, влияющие на точность определения, как:

- изменение плотности и температуры закачиваемой в МНПП партии нефтепродукта;

- изменение температуры нефтепродукта по длине трубопровода;

- вязкость нефтепродуктов (смена продукта при последовательной перекачке) при расчете коэффициента заполнения на самотечных участках;

- влияние давления насыщенных паров при определении длины самотечного участка;

- изменение профиля трассы при определении «живого сечения» самотечного участка и др.

На основании выявленных в рассмотренных методиках и средствах учета недостатков определена цель и поставлены задачи исследования.

Во второй главе приведены результаты исследований влияния физического состояния нефтепродукта на точность определения его массы, на основании которых предложен алгоритм (рисунок 1) определения массы нефтепродуктов в линейной части МНПП.

Для трубопроводов, по которым 1 Определение средней температуры незаполненного участка 1.1 Определения наличия окружающего грунта за последние 24 МНПП 2.1 Определение средней температуры на рассматриваемом 2.2 Определение среднего давления на рассматриваемом участке 2.7 Определение массы н/п на рассматриваемом участке 3 Определение массы н/п в МНПП Рисунок 1 – Алгоритм определения массы нефтепродуктов в линейной части МНПП Исследования проводились для бензинов, дизельного и реактивного топлива.

Поскольку точность определения массы нефтепродуктов в МНПП напрямую зависит от точности определения их объема и плотности, которые, в свою очередь, зависят от точности измерения температуры и давления, в работе была проведена оценка влияния температуры и давления на погрешность определения плотности и объема нефтепродуктов.

Установлено, что при определении плотности и фактического объема нефтепродуктов, находящегося в МНПП, изменение давления оказывает влияние в 8 раз меньше, чем изменение температуры. Согласно действующей методике при расчете массы нефтепродуктов в МНПП учитывается лишь влияние изменения избыточного давления по длине трубопровода без учета изменения температуры, что является грубейшей методической ошибкой. Это связано с тем, что температуру нефтепродукта в МНПП в большинстве случаев возможно определить лишь на линейной производственно-диспетчерской станции (ЛПДС) путем измерения температуры в отобранной пробе. Поэтому на практике расчет осуществляется по средним значениям давления и температуры нефтепродукта, измеренным в начале и конце трубопровода. Поскольку изменение давления и температуры по длине трубопровода носит неравномерный характер, а их влияние на точность измерения массы проявляется не пропорционально, то для повышения точности определения массы нефтепродукта в МНПП предлагается использовать метод дискретизации.

Суть данного метода заключается в разбиении трубопровода между станциями на участки, в пределах которых течение приближенно считают изотермическим.

Правильное определение шага в данном случае позволяет сократить вычислительную работу и избежать грубых методических погрешностей. Выбираемый шаг дискретизации должен удовлетворять условию пренебрежимо малой погрешности определения температуры и давления. Другими словами, погрешность определения массы от усреднения значений давления и температуры нефтепродуктов в выбранном шаге были пренебрежимо малы по отношению к фактической массе нефтепродуктов.

Проведенные расчеты показали, что для обеспечения требуемой точности определения массы нефтепродуктов в МНПП наиболее оптимально выбирать следующий шаг дискретизации:

- разность температур между конечной и начальной точками рассматриваемого участка 0,4 С;

- разность давлений между конечной и начальной точками рассматриваемого участка 0,2 МПа для бензинов и 0,3 МПа для дизельных и реактивных топлив.

Расчет давления на участке (между станциями) осуществляется по измеренным значениям давления в начале и конце участка Рн, Рк (на станциях) с учетом профиля трассы (значении высотных отметок и протяженности) и плотности нефтепродукта, так как распределение пьезометрического давления в трубопроводе при перекачке определяется расстоянием от линии гидравлического уклона до высотных отметок профиля трассы.

В данной работе принята гипотеза, что изменение температуры нефтепродукта по длине МНПП носит экспоненциальный характер и описывается формулой Шухова, точность расчета по которой зависит от точности определения температуры окружающей среды и полного коэффициента теплопередачи, который, в свою очередь, зависит от коэффициента теплопроводности грунта. С целью упрощения расчета формула Шухова была заменена уравнением, предложенным в работах М.В. Лурье без учета полного коэффициента теплопередачи в явном виде.

Поскольку скорость перекачки нефтепродуктов не превышает 2 м/с при значениях вязкости, изменяющихся в пределах от 0,5 до 15 сСт, в уравнении температурного баланса можно пренебречь изменением температуры за счет внутреннего трения и записать уравнение в следующим виде:

где tк – значение температуры нефтепродукта, поступившего в конечный пункт, С;

tн – значение температуры нефтепродукта, закачиваемого в трубопровод на головной станции, С;

х – длина трубопровода по оси от головной станции до точки определения температуры, м;

L – длина всего трубопровода по оси, м;

t(х) – температура продукта, рассчитанная в точке х, С;

t0 – значение температуры окружающей среды (грунта на глубине заложения трубопровода в ненарушенном тепловом состоянии или температура воздуха, если прокладка наземная), С.

Проведенная оценка методической погрешности при пренебрежении теплом внутреннего трения в формуле (1) составит не более ± 0,9 С.

Точность расчета по формуле (1) зависит от точности определения температуры окружающей трубопровод среды. Поскольку в процессе работы МНПП температура вокруг трубопровода становится отличной от температуры грунта, находящегося в ненарушенном тепловом состоянии, предлагается определять это значение температуры экспериментально.

Для подтверждения гипотезы была усовершенствована измерительная система учета нефтепродуктов применительно к трубопроводу «Салават – Уфа». Для определения средней температуры измерялись почасовые значения температуры продукта tнi (С), закачиваемого в трубопровод на головной станции, температуры продукта tкi, поступившего в конечный пункт, и температуры продукта (стенки) t(х)i, измеренной на 133-м километре.

Среднее значение температуры окружающего трубопровод грунта (среды) находится для средних значений температур tнср, tкср и t(х)ср методом итерации:

где tкср – среднее значение температуры нефтепродукта, поступившего в конечный пункт, С;

tнср – среднее значение температуры нефтепродукта, закачиваемого в трубопровод на головной станции, С;

t(х)ср – среднее значение температуры продукта, измеренное в точке х, С;

t0ср – среднее значение температуры окружающего трубопровод грунта на глубине заложения оси трубопровода, С.

В первом приближении значение t0ср в уравнении (2) берут из климатологических справочников в зависимости от типа грунта и времени года, а расчет проводится до выполнения условия, соответствующего правилам пренебрежимо малой погрешности измерения температуры:

Учитывая условия оптимального шага дискретизации по температуре, а также значение температуры окружающей среды t0ср и значение температуры нефтепродукта в начальном tн и конечном tк пунктах по формуле (4), определяем длину участков:

где ti – температура продукта в конце i-го участка, С;

хi – длина i-го участка трубопровода по оси с температурой в конце участка ti, м.

Учитывая значения среднего давления, температуры и плотности нефтепродукта на каждом расчетном участке определяем массу нефтепродукта.

Новизна и практическая ценность предлагаемого алгоритма расчета заключается в определении и учете влияния изменения плотности, температуры, давления при изменении режимов перекачки.

Проведенный анализ работ, посвященных определению количества нефтепродуктов на самотечных участках, показал, что расчет степени заполнения трубопровода проводится для среднего гидравлического уклона по всей длине самотечного участка, что является далеко не корректным, поскольку в этом случае не учитывается действительный профиль трассы трубопровода. При изменении угла наклона трубопровода к горизонту по трассе изменяется и гидравлический уклон на самотечном участке, который совпадает с геометрическим уклоном рассматриваемого участка. Таким образом, для каждого такого участка трубопровода будет соответствующий коэффициент заполнения.

С целью повышения точности определения массы нефтепродукта на самотечном участке, состоящем из нескольких сегментов с различными геометрическими уклонами, предлагается определять фактическое значение коэффициент заполнения по следующей методике (рисунок 2).

H и D – точки, соответствующие напору в начальном и конечном пункте; С – точка пересечения линии гидравлического уклона с профилем трассы; B – точка конца самотечного участка; – перевальная точка; zн, zк, z – геодезические отметки оси трубопровода начального и конечного пункта и перевальной точки; Нн, Нк – напоры в начальном и конечном пункте; Lрасч –расчетная длина трубопровода; i –линия гидравлического уклона; Pa – атмосферное давление; Ps – давление насыщенных паров нефтепродуктов; – плотность нефтепродукта; g – ускорение свободного падения; 1,2,3 – вспомогательные касательные линии; hc1, hc2, hc3 – разница геодезических отметок конца и начала соответственно 1,2,3 участков; Lc1, Lc2, Lc3 – длина соответственно 1,2,3 самотечного участка по оси трубопровода; – угол наклона профиля трубопровода соответственно 1,2,3 участков Рисунок 2 – Схема определения степени заполнения сечения трубопровода 1 На профиле трассы определяется перевальная точка –, и конец самотечного участка точка В.

2 Проводятся ряд касательных вспомогательных линий для нахождения точек, на которых изменяется угол наклона профиля трассы.

3 Определяется гидравлический уклон и фактическое значение коэффициента заполнения Кзi для каждого участка согласно МИ 3275-2010 через модуль расхода Мi, дм3/с, найденного по формуле:

где iсi – гидравлический уклон на i-м самотечном участке;

Q – расход нефтепродукта, дм3/с.

4 Фактическое значение массы нефтепродукта на самотечном участке Муч.с, т может быть определено по формуле:

где VНПi – объем нефтепродукта на i-м участке, равный вместимости участка трубопровода с учетом средней температуры и среднего давления внутри трубы и приведенный к температуре 20 С и избыточному давлению 0 МПа;

ср – средняя плотность нефтепродукта, приведенная к температуре 20 С и избыточному давлению 0 МПа, кг/м3;

Учет фактического угла наклона трубопровода к горизонту при определении массы нефтепродуктов на самотечных участках позволяет определить действительное значение коэффициента заполнения и тем самым повысить точность определения количества нефтепродуктов.

В третьей главе проведен анализ факторов, влияющих на точность определения количества нефтепродуктов в МНПП с помощью АС. Установлено, что точность определения количества нефтепродуктов зависит от правильности настройки (градуировки) АС и условий ее эксплуатации.

Существующий способ настройки не позволяет объективно оценить достоверность работы АС в целом и выявить скрытые дефекты (дефекты внутреннего монтажа, неисправности переключающих устройств и т.п.) при их наличии, приводящие к снижению точности измерения и выхода за нормированные значения, поскольку его реализация осуществляется в виде проверки работоспособности отдельных компонентов. Это обусловлено конструкцией, территориальным расположением элементов и отсутствием оборудования для проведения комплектной проверки системы в целом.

С целью повышения точности и достоверности определения количества нефтепродуктов АС предложено разработать способ проведения комплектной настройки, позволяющий определить и скорректировать значения факторов, влияющих на точность определения количества нефтепродуктов.

Проведенный анализ существующего оборудования для проведения настройки АС показал, что существующие конструкции не предназначены для проведения работ в условиях эксплуатации, поскольку не учитывают значения влияющих величин (температуры, давления, и т.п.) при проведении работ.

С целью реализации предлагаемого способа настройки разработана установка, позволяющая проводить настройку АС по месту эксплуатации, оригинальность которой подтверждена патентом на полезную модель №98579 «Передвижная установка для поверки средств измерения массы или объема расхода жидкости». Применение предлагаемого способа и реализующей его установки позволяет повысить точность измерения массы нефтепродуктов и снизить затраты на проведение настройки, что обеспечит получение достоверной информации о количестве транспортируемого нефтепродукта в системе МНПП.

В четвертой главе проведена экспериментальная оценка разработанных методов и средств учета нефтепродуктов. В результате проведенных экспериментальных исследований на прототипе установки (эталона) были выявлены влияющие факторы и оценена степень их влияния на точность измерений, вследствие чего конструкция установки была усовершенствована.

Совершенствование конструкции позволило обеспечить точность измерений:

предел относительной погрешности установки при измерении массы ± 0,05%; предел относительной погрешности установки при измерении объема ± 0,04%; предел допускаемой абсолютной погрешности установки при измерении плотности ± 0,1кг/м3.

Апробация предлагаемой методики и алгоритма определения массы нефтепродукта в МНПП проводилась в Уфимском ПО ОАО "Уралтранснефтепродукт" на трубопроводе «Салават – Уфа».

Анализ графика (рисунок 3) показал, что с увеличением разности температур продукта на головной станции и конечном пункте увеличивается расхождение результатов расчета массы нефтепродуктов. Это свидетельствует о преобладании систематической составляющей погрешности, связанной с использованием в расчетах среднеарифметического значения температуры нефтепродукта для всей длины трубопровода.

1() – определение массы нефтепродукта в МНПП по существующей методике, т;

2( ) – определение массы нефтепродукта в МНПП по предлагаемой методике, т.

Рисунок 3 – Графики зависимости массы нефтепродукта в МНПП от разности Для проверки предположения о преобладании систематической погрешности в расчетах по существующей методике и для оценки точностных характеристик предлагаемого способа расчета необходима аттестованная арбитражная методика. В качестве арбитражной выбрана «Методика выполнения измерений массы нефтепродуктов в вертикальных резервуарах косвенным методом статических измерений», используемая в коммерческом учете в ОАО «Уралтранснефтепродукт». Предел допускаемой погрешности измерения массы нефтепродуктов по данной методике не превышает ± 0,5%. Оценка проводилась по диспетчерским данным за сутки.

На основании результатов расчета были построены графики зависимости погрешности измерения массы нефтепродуктов от разности температур между начальным и конечным пунктом по различным методикам (рисунок 4).

1() – предел относительной погрешности измерения арбитражной методики, %;

2() – погрешность измерения по существующей методике, %;

3( ) – погрешность измерения методики, используемой для трубопроводов с предварительно подогретой нефтью, %;

4() – погрешность измерения по предлагаемой методике, %.

Рисунок 4 – Графики оценки погрешности измерения массы от разности температур между начальным и конечным пунктом по различным методикам Анализ графиков показывает, что в значениях погрешности определения массы нефтепродуктов по существующей методике при увеличении разности температур между начальным и конечным пунктом в явном виде преобладает систематическая погрешность, что обусловлено ее отрицательным значением. В то же время с увеличением разности значений температур между начальным и конечным пунктом увеличивается и значение систематической погрешности, обусловленной принятием в расчетах среднеарифметического значения температуры нефтепродукта для всей длины трубопровода.

Как видно из графика (рисунок 4) погрешности определения массы нефтепродуктов по методике, используемой для трубопроводов с предварительно подогретой нефтью, имеют меньшие значения, чем погрешность по существующей методике, поскольку систематическая составляющая погрешности присутствует в меньшей степени.

Погрешности определения массы нефтепродуктов, полученные по предлагаемой методике, обладающей более точными метрологическими характеристиками, обусловлены исключением систематической составляющей погрешности измерения за счет учета изменения температуры нефтепродукта по длине трубопровода. Для подтверждения данного вывода была проведена проверка предположения о нормальном распределении экспериментальных данных по критерию Пирсона, что доказывает о преобладание случайной составляющей погрешности измерения.

Таким образом, применение предлагаемой методики позволяет повысить точность и достоверность определения массы нефтепродуктов в МНПП, как показали проведенные исследования, в 2 раза за счет исключения систематической составляющей погрешности, что достигается путем учета влияния изменения значений плотности, температуры и давления нефтепродуктов при изменении режимов перекачки.

В работе представлена оценка точности предлагаемого расчета на самотечном участке, состоящем из нескольких участков с различными геометрическими уклонами.

Применение предлагаемого расчета позволяет повысить точность определения количества нефтепродуктов на самотечном участке до 20% за счет учета фактического коэффициента заполнения каждого участка.

Внедрение в производство алгоритма определения массы нефтепродуктов в линейной части МНПП и методики градуировки АС позволят повысить точность и достоверность определения массы нефтепродуктов и, как следствие, возможность оценки фактической эффективности нефтепродуктопровода при эксплуатации.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

1 Выполнен анализ существующих методов и средств учета нефтепродуктов в процессах транспорта и хранения. Показано, что существующая методика определения массы нефтепродуктов в линейной части магистрального нефтепродуктопровода не учитывает влияющие факторы при эксплуатации (изменение давления, температуры и степени заполнения трубопровода). Это приводит к превышению нормированной погрешности определения массы нефтепродуктов в ряде случаев более чем в 2 раза. Установлено, что учет значений влияющих величин позволит повысить точность и достоверность определения массы нефтепродуктов.

2 Предложен алгоритм определения массы нефтепродуктов в линейной части магистрального нефтепродуктопровода, позволяющий учитывать изменения плотности, температуры и давления как влияющих величин методом пошаговой дискретизации, а так же степени фактического заполнения трубопровода на каждом участке.

3 Установлено, что для обеспечения достоверных измерений количества нефтепродуктов АС необходимо проводить комплектную настройку, поскольку существующий способ поэлементной настройки не позволяет объективно оценить ее работу и выявить скрытые дефекты. Разработан и внедрен в практику способ настройки АС, позволяющий определить и скорректировать значения факторов, влияющих на точность определения количества нефтепродуктов в условиях эксплуатации. Для реализации способа создана установка (патент на полезную модель №98579 «Передвижная установка для поверки средств измерения массы или объема расхода жидкости»), обеспечивающая передачу единицы массы и объема в условиях эксплуатации с высокой точностью.

4 Проведена оценка погрешности определения массы нефтепродуктов в линейной части МНПП на трубопроводе «Салават – Уфа», в результате которой установлено, что применение предлагаемого алгоритма позволяет повысить точность и достоверность определения массы в 2 раза за счет исключения систематической составляющей погрешности.

5 Доказана необходимость учета фактического угла наклона трубопровода к горизонту при возникновении самотечных участков в МНПП, что позволяет повысить точность определения массы на этих участках до 20%.

ОСНОВНЫЕ ПУБЛИКАЦИИ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

Статьи, опубликованные в ведущих рецензируемых научных журналах и изданиях, рекомендованных ВАК России Уметбаев, Ф.С. Метрологическое обеспечение измерительных систем и измерительно-вычислительных комплексов, участвующих в коммерческом учете нефтепродуктов / Ф.С.Уметбаев, Ю.А.Фролов, С.А.Севницкий // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 2011. – №4. – С.

Уметбаев, Ф.С. Повышение метрологических характеристик автоматизированных систем налива нефтепродуктов / Ф.С.Уметбаев, Ю.А.Фролов, С.А.Севницкий, Р.Г.Шарафиев // Управление качеством в нефтегазовом комплексе. – 2011. – №2. – С. 30 – 33.

Уметбаев, Ф.С. Повышение точности измерения массы нефтепродуктов в магистральном нефтепродуктопроводе / Ф.С. Уметбаев, Ю.А. Фролов, С.А. Севницкий // Вестник Башкирского университета, 2012, Том 17. – №1. – С. 13 – Статьи в профессиональных журналах и научных сборниках Уметбаев, Ф.С. Об опыте применения комплекса ТВЭУ АНП для повышения точности коммерческого учета нефтепродуктов при их отпуске / Ф.С. Уметбаев, Ю.А. Фролов, Ю.В Бальчунас, Р.Х. Абубакиров // Транспорт и хранение нефтепродуктов, 2008. – №2. – С. 6 – 9.

Доклады на научных конференциях и другие научные публикации Уметбаев, Ф.С. Влияние измерения плотности на точность учета нефтепродуктов при учетно-расчетных операциях / Ф.С. Уметбаев // Трубопроводный транспорт – 2007: Тезисы докладов учебно-научно-практической конференции / Под ред. А.М. Шаммазова и др. – Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2007. – Уметбаев, Ф.С. Диаграмма Ишикавы, как эффективный инструмент анализа и оценки качества учетных операций в технологических процессах транспорта, хранения и реализации нефтепродуктов / Ф.С. Уметбаев, Ю.А. Фролов // Трубопроводный транспорт – 2008: Материалы IV Международной учебнонаучно-практической конференции / Редкол.: А.М. Шаммазов и др. – Уфа: Типография Уфимского государственного нефтяного технического университета, 2008. – С. 114 – 117.

Уметбаев, Ф.С. К проблеме воспроизводимости и сопоставимости результатов измерений при коммерческом учете нефтепродуктов / Ф.С. Уметбаев // 59-я научно-техническая конференция студентов, аспирантов и молодых ученых:

сб. тез. докл. – Кн.1 / Редкол.: Ю.Г. Матвеев и др.– Уфа: Изд-во УГНТУ, 2008.

Уметбаев, Ф.С. Менеджмент рисков как инструмент повышения точности и достоверности учета нефтепродуктов / Ф.С. Уметбаев, Ю.А. Фролов, С.А.

Севницкий // Трубопроводный транспорт – 2010: Материалы VI Международной учебно-научно-практической конференции / Редкол.: А.М. Шаммазов и др. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2010.– С. 120 – 122.

Уметбаев, Ф.С. Опыт использования комплекса измерительного АНП №2- Уфимского филиала ОАО «Башкирнефтепродукт» (участок №2) при отпуске нефтепродуктов в автоцистерны / Ф.С. Уметбаев, Ю.А. Фролов, Ю.В. Бальчунас // Научно-практическая конференция «Нефтегазовый сервис-ключ к рациональному использованию энергоресурсов»: Материалы конференции 14 – 15 ноября 2007г., г. Уфа. – С. 183 – 186.

Уметбаев, Ф.С. Особенности современных учетно-расчетных операций между поставщиком и потребителем / Ф.С. Уметбаев // Трубопроводный транспорт – 2007: Тезисы докладов учебно- научно- практической конференции / Под ред.

А.М. Шаммазова и др. – Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2007. – С. 40 – 41.

Уметбаев, Ф.С. Особенности учета нефтепродуктов в автомобильных цистернах / Ф.С. Уметбаев // 61-я научно-техническая конференция студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ: сб. тез. докл. –Кн.1 / редкол.: Ю.Г. Матвеев и др.– Уфа: Изд-во УГНТУ, 2010. – С. 104 –105.

Уметбаев, Ф.С. Повышение точности отпуска нефтепродуктов в автоцистерны с помощью АСН на нефтебазах и наливных пунктах / Ф.С. Уметбаев // Мавлютовские чтения: Всероссийская молодежная научная конференция, посвященная 75-летию УГАТУ: Сборник трудов. Том 2 / Уфимск. гос. авиац.

техн. ун-т. – Уфа, 2007. – С.123.

Уметбаев, Ф.С. Повышение точностных характеристик комплекса измерительного АНП №2-01 Уфимского филиала ОАО «Башкирнефтепродукт» (участок №2) при отпуске нефтепродуктов в автоцистерны / Ф.С. Уметбаев // 58-я научно-техническая конференция студентов, аспирантов и молодых ученых:

сб. тез. докл. – Кн.1 / редкол.: Ю.Г. Матвеев и др. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2007.

Уметбаев, Ф.С. Проблемы достоверности учета отпуска нефтепродуктов в автоцистерны с помощью автоматизированных систем налива / Ф.С. Уметбаев // Роль науки в развитии топливно-энергетического комплекса: Материалы научно-практической конференции 24 октября 2007 г.– Уфа, 2007. – С. 180 – Уметбаев, Ф.С. Структурно-функциональное моделирование при анализе технических систем в учетных операциях / Ф.С. Уметбаев, Ю.А. Фролов, С.А.

Севницкий // Трубопроводный транспорт – 2009: Материалы V Международной учебно-научно-практической конференции / Редкол.: А.М. Шаммазов и др. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2009. – С. 146 – 147.

Уметбаев, Ф.С. Повышение точности определения массы нефти и нефтепродуктов на самотечных участках / Ф.С. Уметбаев, Ю.А. Фролов, М.М. Галиуллин // Трубопроводный транспорт – 2012: Материалы VIII Международной учено-научно-практической конференции / Редкол.: А.М. Шаммазов и др. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2012.– С.145 – 146.

Патент на полезную модель. 98579 Российская Федерация, МПК7G01F25/00.

Передвижная установка для поверки средств измерения массы или объема расхода жидкости / Ф.С. Уметбаев, Ю.А. Фролов, С.А. Севницкий, А.М. Муратшин, Р.Г. Кунакасов (RU). № 2010118932/28; заявл. 11.05.2010; опубл.

20.10.2010; Бюл. №29 – 2с.