CC BY
143
УДК 629.082
МЕТОДИКА ПОВЫШЕНИЯ ДОСТОВЕРНОСТИ УЧЕТНЫХ ОПЕРАЦИЙ В АВТОМАТИЗИРОВАННОЙ СИСТЕМЕ ОПЕРАТИВНОГО УЧЕТА НЕФТИ
Р.А. КОРОЛЕВ, инженер по метрологии
А.В. БАГРОВ, зам. генерального директора
А.Г. ЧИСТОСТУПОВ, вед. инженер по метрологии
АО «Транснефть - Урал» (Россия, 450077, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Крупской, д. 10). E-mail: korolevra@ufa.transneft.ru
В основе разработанной методики выявления недостоверной информации лежит анализ ретроспективной информации автоматизированной системы оперативного учета нефти (АСОУН) и связанных с ней системы диспетчерского контроля и управления (СДКУ) и автоматизированой системы контроля исполнения документов и поручений (АСКИД). Приведен алгоритм расчета аппроксимационной кривой влияния составляющих погрешностей на суммарную погрешность вычисления массы нефти при учетных операциях. Разработан алгоритм выявления недостоверных данных в системе АСОУн.
Ключевые слова: оперативный учет нефти, аппроксимация, алгоритм, магистральный трубопровод.
При транспортировке нефти и нефтепродуктов возникает необходимость оперативного учета приема, откачки и хранения нефти и нефтепродуктов. Для решения этой задачи в АО «Транснефть - Урал» внедрена автоматизированная система оперативного учета нефти (далее - АСОУН). Одной из основных функций АСОУН является автоматизированный расчет количества и качества нефти по резервуарному парку. Расчет массы нефти, поступившей (откачанной) в резервуар за время учетной операции, производится системой АСОУН на основании полученной информации (температура нефти, плотность нефти при рабочих условиях, уровень наполнения резервуара), поступающей от автоматизированных средств измерений либо внесенной в систему вручную. Вследствие отказа средства измерения либо ошибки оператора при внесении данных вручную в системе может возникнуть недостоверная информация о качественных или количественных параметрах нефти в резервуарном парке.
Авторами предложена методика выявления недостоверной информации в системе АСОУН на основе ретроспективной информации автоматизированной системы оперативного учета нефти (АСОУН) и связанных с ней системы диспетчерского контроля и управления (СДКУ) и автоматизированной системы контроля исполнения документов и поручений (АСКИД). Алгоритм, описанный в методике, позволяет построить зависимость погрешности вычисления массы продукта от величины принимаемой (сдаваемой) партии. Построенная на основании ретроспективной информации, полученной из системы АСОУН, фактическая зависимость помогает выявить недостоверную информацию. Алгоритм выявления недостоверной информации представляет
практическую ценность для ОАО «АК «Транснефть», так как учитывает особенности процесса определения количества нефти в резервуарном парке с помощью автоматизированной системы оперативного учета нефти, что даст возможность более точно проводить автоматизированное формирование оперативного баланса нефти и ежемесячного исполнительного баланса нефти.
ОСОБЕННОСТИ ПРАКТИЧЕСКОГО ПРИМЕНЕНИЯ
Масса нефти и нефтепродукта при проведении учетных операций в вертикальных стальных резервуарах определяется согласно ГОСТ Р 8.595-2004 косвенным методом статических измерений. Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефти и нефтепродукта при проведении учетных операций для косвенного метода статических измерений вычисляют по формулам:
^ = ±Ц |4 (( + В2) + 41 (А,2-1 + В^ + б/У2,
где А = ^8К2 + (Кф 8Н , )2 + (0,8р, )2;
В, =>/(вр 10? АГр1)? + (Р, 10? А^)?;
А+1 = ^8К2+1 + (Кф, +18Н+1)2 + (0 +М+1)2; в,+1 = ^(+1 Р(+1102 АТр,+1)2 + (Р,+1102 А^м)2,
где 8К, ,8К((+1) - относительные погрешности составления градуировочной таблицы при измеряемых уровнях
наполнения резервуара Hr Н^++1) соответственно, %; Kф/, Кфм) - коэффициенты, учитывающие геометрическую форму резервуара при измеряемых уровнях наполнения резервуара Н;, Н(/+1) соответственно; Тр, Ту - температуры продукта при измерениях его объема и плотности, °С; АТр, АТУ - абсолютные погрешности измерений температур продукта Тр, Ту соответственно, °С; р - коэффициент объемного расширения продукта, 1/°С; БЫ - предел допускаемой относительной погрешности устройства обработки информации, %; й - коэффициент, вычисляемый по формуле
в = 1 + 2р Ту
1 + 2РТР '
На практике значения сигналов (температура нефти, плотность нефти при рабочих условиях, уровень наполнения резервуара) фиксируются по факту изменения измеряемой величины. При измерениях вследствие отказа средства измерения либо ошибки оператора при внесении данных вручную в системе может возникнуть недостоверная информация о качественных или количественных параметрах нефти в резервуарном парке. Такими ошибками могут стать превышение погрешности средств измерений свыше допустимой величины, ошибки при считывании показаний по ареометру или измерительной рулетке, погрешности, возникшие при градуировке резервуаров, или иные факторы, влияющие на точность измерений. Зачастую диспетчер вынужден просматривать большой массив данных, принимая во внимание множество факторов. В таких условиях сложно обеспечить контроль достоверности поступающей информации. В связи с этим существует необходимость автоматизации контроля достоверности поступающей в систему АСОУН информации. На сегодняшний день в системе АСОУН реализован алгоритм, сравнивающий измеренную величину с заданными уставками. Численные значения уставок заданы технологическими картами эксплуатации вертикальных стальных резервуаров. Уставки служат для предупреждения о выходе измеряемых параметров из области допустимых значений, в связи с чем указанный алгоритм не позволяет выявлять значительную часть недостоверной информации. В качестве решения данной проблемы предложен алгоритм выявления недостоверной информации.
ОПИСАНИЕ АЛГОРИТМА
Основной алгоритм выявления недостоверной информации в системе АСОУН по ретроспективным данным разделен на следующие этапы:
1) подготовка исходных данных;
2) построение аппроксимирующей кривой зависимости погрешности вычисления массы продукта от величины принимаемой (сдаваемой) партии по ретроспективным данным;
3) выявление недостоверной информации путем сравнения измерительной информации с аппроксимирующей кривой.
Этап 1. Подготовка исходных данных
Первичной информацией для обработки является набор данных, загружаемых из АСОУН. В системе данные о количестве и качестве нефти сохраняются в виде двухчасовых отчетов. На первоначальном этапе производится формирование партий нефти из двухчасовых отчетов по критерию измерения плотности нефти.
| Рис. 1. Зависимость погрешности вычисления массы
продукта от величины принимаемой/сдаваемой партии
Этап 2. Построение аппроксимирующей кривой Погрешности средств измерений, используемых для определения массы в РВС, а также коэффициенты, учитывающие форму резервуара при вычислении пределов допускаемой относительной погрешности вычисления массы продукта, при косвенном методе статических измерений являются постоянными величинами. В связи с этим величина погрешности вычисления массы продукта зависит только от величины принимаемой/сдаваемой партии. На рис.1 представлена зависимость погрешности вычисления массы продукта от величины принимаемой (сдаваемой) партии по ретроспективным данным. Из рисунка видно, что кривая представляет собой экспоненту, вследствие чего экстраполяция ретроспективных данных хорошо описывается степенным уравнением вида
8т = ААУВ,
где 8т - погрешность вычисления массы, определенная по ГОСТ Р 8.595-2004 %; А, В - эмпирические коэффициенты, определяемые по ретроспективным данным методом наименьших квадратов; АУ - объем продукта в резервуаре до начала учетной операции (в конце учетной операции), %, определяемый по формуле
АУ :
у20/ -у20/+1 1.100
Ус
20/
где у20/ - объем продукта до начала учетной операции, м3; У(20/+1) - объем продукта по окончании учетной операции, м3.
Этап 3. Поиск недостоверной информации Для выявления недостоверных данных по аппроксимирующей кривой вида
используем невязку:
Бт = ААуВ
8„; - ААУВ,
где 8т/ - погрешность вычисления массы /-й партии; АУ/ -объем продукта в резервуаре до начала учетной операции (в конце учетной операции) /-й партии.
Очевидно, что невязка |8т/ - ААуВ| ^ 0 и является случайной величиной.
2
• 2016
23
Вследствие того что погрешность вычисления массы продукта зависит от большого количества слабо зависимых случайных погрешностей, распределение невязки 8т/ - ААУВ можно принять близким к нормальному.
Произведем замену х/ = 8т/ - ААУ/В.
Тогда оценка среднеквадратичного отклонения данной невязки определятся уравнением
n-i -x >2
i=1
где n - объем выборки; х - среднее арифметическое выборки.
Недостоверные данные определим по критерию 3э с доверительной вероятностью 0,99. Соответственно любое х не входящее в диапазонх X ±3э следует рассматривать как недостоверную информацию о величине партии продукта.
Выводы: в работе рассмотрены особенности измерения качественных характеристик и вычисления массы продукта на основе ретроспективных данных корпоративных систем сбора данных СДКУ и АСОУН. Автором предложена методика выявления недостоверной информации, поступающей в систему АСОУН, учитывающая эти особенности. Алгоритм был опробован на ретроспективных данных, выгруженных из АСОУН по резервуарному парку АО «Транснефть - Урал».
РЕКОМЕНДУЕМАЯ ЛИТЕРАТУРА
1. ГОСТ Р 8.595-2004 Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений.
2. Р 50.2.040-2004 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение учета нефти при ее транспортировке по системе магистральных нефтепроводов. Основные положения.
3. И-35.240.50-УСМН-010-15 Регламент по взаимодействию пользователей при эксплуатации автоматизированной системы оперативного учета нефти АО «Транснефть-Урал».
4. И-35.240.50-УСМН-011-15 Регламент по обслуживанию автоматизированной системы оперативного учета нефти АО «Транснефть-Урал».
5. Руководство пользователя (метролог) автоматизированной системы оперативного учета нефти АО «Транснефть-Урал».
6. Руководство пользователя (специалист ТТО) автоматизированной системы оперативного учета нефти АО «Транснефть-Урал».
7. 12.14/УСМН-121150750-14/310-14НА.ПБ.01 Описание алгоритмов расчета баланса нефти в автоматизированной системе оперативного учета нефти АО «Транснефть-Урал».
METHODS FOR IMPROVING METERING OPERATIONS RELIABILITY IN THE AUTOMATED SYSTEM FOR REAL-TIME OIL ACCOUNTING ASROA
KOROLEV R.A., Metrology Engineer BAGROV A.V., Deputy General Director CHISTOSTUPOV A.G., Leading Engineer of Metrology
Transneft Urals, JSC (10, Krupskoy St., 450077, Ufa, Republic of Bashkortostan, Russia). E-mail: korolevra@ufa.transneft.ru ABSTRACT
The developed technique for improving metering operations reliability is based on Retrospective Information (historical data) Analysis of the Automated System for Real-time Oil Accounting (ASROA) and the Supervisory Control and Data Acquisition System (SCADA) and the Automated System for Control of Documents and Orders Execution (CDOE) related with it. It is presented in the paper the calculation algorithm for approximating curve for the influence of the error contributions on the total uncertainty of the petroleum mass calculation in the process of the metering operations. Moreover it is developed the algorithm for unreliable data searching in the ASROA -system.
Keywords: real-time oil accounting, Approximation, algorithm, main pipeline.
REFERENCES
1. GOST R 8.595-2004 Gosudarstvennaya sistema obespecheniya yedinstva izmereniy. Massa nefti i nefteproduktov. Obshchiye trebovaniya k metodikam vypolneniya izmereniy [State Standard R 8.595-2004. State system for ensuring the uniformity of measurements. Mass of petroleum and petroleum products. General requirements for procedures of measurements].
2. R 50.2.040-2004 Gosudarstvennaya sistema obespecheniya yedinstva izmereniy. Metrologicheskoye obespecheniye ucheta neftipriyeye transportirovke po sisteme magistral'nykh nefteprovodov. Osnovnyye polozheniya [R 50.2.0402004 State system for ensuring the uniformity of measurements. Metrological maintenance of oil accounting during its transportation in the system of oil main pipelines. Basics].
3. I-35.240.50-USMN-010-15 Reglament po vzaimodeystviyu pol'zovateley pri ekspluatatsii avtomatizirovannoy sistemy operativnogo ucheta nefti AO «Transneft'-Ural» [I-35.240.50-USMN-010-15 Users Interaction Regulations by using the Automated System for Real-time Oil Accounting Transneft Urals, JSC].
4. I-35.240.50-USMN-011-15 Reglament po obsluzhivaniyu avtomatizirovannoy sistemy operativnogo ucheta nefti AO «Transneft'-Ural» [I-35.240.50- USMN -011-15 The Automated System for Real-time Oil Accounting Transneft Urals, JSC Maintenance Regulations].
5. Rukovodstvo pol'zovatelya (metrolog) avtomatizirovannoy sistemy operativnogo ucheta nefti AO «Transneft'-Ural» [The User Manual (metrologist) for the Automated System for Real-time Oil Accounting Transneft Urals, JSC].
6. Rukovodstvo pol'zovatelya (spetsialist TTO) avtomatizirovannoy sistemy operativnogo ucheta nefti AO «Transneft'-Ural» [The User Manual (Commodity and Transport Department specialist) for theAutomated System for Real-time Oil Accounting Transneft Urals, JSC].
7. 12.14/USMN-121150750-14/310-14NA.PB.01 Opisaniye algoritmov rascheta balansa nefti v avtomatizirovannoy sistemy operativnogo ucheta nefti AO «Transneft'-Ural» [12.14/ USMN-121150750-14/310-14NA.PB.01 The Description of oil balance calculation algorithms in the Automated System for Real-time Oil Accounting Transneft Urals, JSC].
