Новые возможности вычислителей УВП-280А.О1, УВП-280Б.01

С 2010 года предприятие СКБ «Промавтоматика» выпускает вычислители серии УВП-280.01, применяемые для определения расхода и количества воды, пара, тепла, различных газов и смесей газов, нефти и нефтепродуктов. Современная модификация данных устройств — УВП-280А.01 и УВП-280Б.01 — успешно заменила ранее выпускавшиеся модели УВП-280А и УВП-280Б и заслужила признание многих потребителей этой продукции, в том числе таких крупных предприятий, как «Роснефть», «ЛУКОЙЛ», «Сургутнефтегаз».
В мае 2013 года были успешно проведены испытания с целью утверждения типа вычислителей УВП-280А:01 и УВП-280Б.01, обладающих расширенными функциональными возможностями. Этот тип был зарегистрирован в Госреестре средств измерений под номером 53503-13. И уже с ноября 2013 года на СКБ «Промавтоматика» был налажен выпуск вычислителей УВП-280А.01 и УВП-280Б.01, соответствующих описанию нового типа.
Какие же дополнительные возможности приобрели вычислители, выпускаемые в настоящее время, по сравнению с вычислителями, выпускавшимися до ноября 2013 года?

1. Прежде всего были уточнены алгоритмы расчетов в связи с заменой ряда нормативных документов.
В частности, реализованы алгоритмы ГОСТР 8.740-2011 взамен алгоритмов Правил ПР50.2.019-2006; МИ 2667-11 — взамен МИ 2667-04; Р 50.2.076-2010 — взамен МИ2632; ГОСТР 6651-2009 — взамен ГОСТР 8.625-2006. Помимо этого, реализованы алгоритмы нового ГОСТР 8.733-2011 «Системы измерений количества и параметров свободного нефтяного газа» и новой рекомендации МИ 3416-2013 «Расход и количество жидкостей и газов. Методика измерений с помощью диафрагм Rosemaunt 1595,5. Rosemaunt: 1195, Rosemaunt: 405».

2. Реализован алгоритм расчёта теплофизических свойств и расхода природного газа в соответствии с ГОСТР 8.662-2009 — стандартом, описывающим улучшенный алгоритм АСА8. Теперь прибор может выполнять расчет свойств газа при абсолютном давлении от 0 до 30 МПа, вто время как ранее использовавшиеся алгоритмы позволяли выполнять расчеты только при абсолютном давлении от 0,1 до 15 МПа. Алгоритм ГОСТР 8.662-2009 актуален для узлов учета газа, работающих при низком давлении (20...300 кПа). На таких узлах учета при низком барометрическом давлении (примерно 735 мм рт.ст. и ниже) абсолютное давление нередко оказывается ниже 0,1 МПа, поэтому при работе по ГОСТ 30319-96 измерение расхода газа будет невозможно.

3. Новая модификация расширила возможности применения датчиков с дискретным выходным сигналом. Теперь помимо датчиков с пассивной выходной цепью (типа «замкнуто/разомкнуто» или «открытый коллектор») также допускается подключение устройств с активным выходным сигналом с напряжением от 5 до 24 В. При использовании дополнительного адаптера АТП-01 допускается подключение преобразователей с синусоидальным выходным сигналом амплитудой от20 мВ до В.

4. Расширен диапазон для температуры окружающей среды при эксплуатации вычислителя. Раньше этот диапазон составлял +1...+50 °С, теперь он увеличен до —20...+50 °С.

5. Существенно расширены возможности вычислителя, позволяющие применять данное устройство в качестве основного элемента системы обработки информации в составе СИКН (систем измерения количества и показателей качества нефти) и в основном — в составе СИКНС (систем измерения сырой нефти).
Упрощенная структурная схема варианта построения СИКНс применением вычислителей УВП-280 приведена на иллюстрации.
Перечислим основные функции, выполняемые вычислителем при работе в составе СИКН:
- обработка сигналов, поступающих от датчиков расхода, давления, перепада давления, температуры, плотности (в том числе плотномеров Solarton 7835), влагосодержания, вязкости, и формирование цифровых значений соответствующих параметров;
- контроль входных параметров на соответствие заданным пределам измерения и ограничениям нормативных документов;
- автоматическое переключение на резервный датчик при возникновении нештатной ситуации в основном датчике, а также информирование о нештатной работе резервного датчика;
- линеаризация датчика расхода по К-фактору;
- управление автоматическим пробоотборником;
- формирование архивов и отчетов (оперативных, минутных, часовых, сменных, суточных) для входных и вычисленных параметров по всем измерительным линиям и СИКН в целом, архивов нештатных ситуаций, архивов действий операторов;
работа с системами верхнего уровня по протоколам Modbus ТСР, ОРС ХМL DА, ХМЕL (по каналам передачи Ethernet, GPS) и Modbus RTU (до трех независимых клиентов на портах RS-232-1, RS-232-2, RS-485);
- обеспечение режима работы для проведения КМХ (контроля метрологических характеристик) рабочих преобразователей расхода по контрольному преобразователю.

Функциональные возможности, алгоритмы вычислений, объем и форматы текущих и архивных данных, а также метрологические характеристики вычислителя при работе в составе СИКН соответствуют требованиям ГОСТР 8.595-2004, ГОСТ 8.615-2005 и МИ 2693-2001. Кроме свидетельства об утверждении типа средства измерения, в части программного обеспечения это подтверждено сертификатом соответствия ТП 007-13, выданным ФГУП ВНИИМС 31.07.2013.

Для того чтобы привести вычислители в полное соответствие с требованиями стандартов нефтедобывающих предприятий, был улучшен ряд метрологических характеристик. В частности, снижены пределы допускаемой относительной погрешности:
- преобразования частотных сигналов в цифровое значение расхода при частоте следования импульсов менее 5 кГц (до +0,05%);
- вычислений массового расхода (массы) нефти (до +0,015%).
Расширены возможности для решения такой важной при проектировании СИКН задачи, как измерение обводненности нефти. Если раньше вычислитель позволял учитывать автоматическим влагосодержание нефти ТОЛЬКО С помощью поточного влагомера или путем задания условно-постоянной константы, то в новых вычислителях дополнительно реализована возможность расчета этого параметра по плотности нефти в рабочих условиях в соответствии с алгоритмом ISO 10790.
Реализация алгоритма 150 10790 позволяет определить влагосодержание в нефти, производя вычисления на базе следующих параметров: измеренной плотности нефти в рабочих условиях и двух условно-постоянных констант — плотности обезвоженной нефти при нормальных условиях и плотности пластовой воды. Использование этого алгоритма позволяет исключить из состава СКИН дорогостоящий, в том числе обслуживании, поточный влагометр. Этот алгоритм целесообразно применять в СИКНс кориолисовыми массомерами (в частности, фирмы Мiсго Motion), в которых, как правило, уже имеется дополнительный канал измерения плотности.

Рассчитывая влагосодержание нефти по ее плотности в рабочих условиях, необходимо учитывать погрешность метода, которая зависит от двух факторов: плотности нефти, точнее, ее соотношения с плотностью пластовой воды, и содержания свободного газа в нефти. При отсутствии свободного газа и плотности нефти 850 кг/м? абсолютная погрешность измерения влагосодержания составит примерно 0,8%, при плотности 900 кг/м3 — 1,2%, при плотности 950 кг/м3 — 2,5%. Повышение доли свободного газа до 1 % увеличивает абсолютную погрешность измерения влагосодержания до 8%.
В отличие от поточных влагомеров в данных приборах алгоритм стабильно работает даже при близкой к 100 % обводненности нефтяной жидкости.

6. В вычислителях новой модификации расширены возможности для оперативного ввода компонентного состава газа. Если раньше вычислитель позволял вводить доли компонентного состава только как условно постоянные константы, то теперь он может обмениваться информацией с газовыми хроматографами через цифровые интерфейсы Ethernet, RS- 232 и RS-485. Для обмена данными между вычислителем и хроматографом используется протокол Modbus или другой байт ориентированный протокол. Помимо получения с хроматографа данных о компонентном составе газа, вычислитель нормирует доли компонентов к 100 % и проверяет компонентный состав на соответствие ограничениям используемого алгоритма расчета теплофизических свойств газа. На практике реализован проект узла учета газа на вычислителе УВП-280.01 с газовым хроматографом PGC 90.50.

7.В новых вычислителях осуществляется автоматическая отправка отчетных форм по электронной почте через каналы связи Ethernet или GPRS (при подключении внешнего GSM/GPRS-модема). Если в описании измерительного трубопровода задается режим рассылки отчетных форм, вычислитель в установленный час отправляет отчет по этому трубопроводу за истекшие сутки, а в конце месяца в установленные сутки — за истекший месяц. Можно задать несколько адресов электронной почты. Кроме этого, по каждому трубопроводу можно задать индивидуальный список адресатов для получения отчетных форм.

8. Расширены возможности вычислителя по оповещению персонала о возникновении нештатных ситуаций. В предыдущей модификации вычислителя сообщения о нештатных ситуациях выводились на экран прибора и на внешние устройства звукового/светового оповещения путем включения исполнительного устройства через программируемые выходы управления вычислителя. В новой модификации к этому добавилась возможность оповещать персонал о нештатных ситуациях путем рассылки СМС-сообщений.

В вычислителе может быть запрограммировано до восьми условий отправки СМС-сообщений шести абонентам — получателям СМС.
Каждое из условий выдачи сообщения содержит:
- тип параметра, подлежащего сравнению (расход, давление, температура и т.п.);
- тип сравнения (больше, равно, меньше);
- константу для сравнения;
- гистерезис, определяющий время стабилизации для условия, по достижении которого произойдет отсылка сообщения выбранным абонентам;
- список трубопроводов, для которых это условие будет активным;
- список абонентов, которым будет отправлено сообщение при выполнении условия.
При появлении нештатных ситуаций во время обработки данных трубопровода выбранным абонентам высылается сообщение со списком активных в данный момент ошибок и сводка по основным текущим параметрам трубопровода. Рассылаемое информационное сообщение о выполнении заданного условия будет содержать текущее значение параметра и условие, которое выполнилось. При выходе параметра за пределы обозначенной условием области будет отправлено еще одно сообщение с текущим значением параметра и условием, которое перестало выполняться.
Любой абонент, присутствующий в списке, может отписаться от получения рассылки на произвольное время. Абонент, желающий узнать показания прибора, может отправить сообщение-запрос и в ответ получить отчет со всеми текущими параметрами трубопровода.

9. Новые вычислители дают возможность осуществлять контроль метрологических характеристик в системах измерения количества газа (СИКГ). Необходимость такого контроля оговорена пункте 5.4 ГОСТ 8.733-2011 «Системы измерения количества и параметров свободного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования» и вп. 12.2.2 ГОСТР 8.740-2011 «Расход и количество газа. Методика выполнения измерений с помощью турбинных, ротационных и вихревых расходомеров и счетчиков».

ГОСТР 8.733-2011 предусматривает необходимость реализации режима КМХ для СИКГ, предназначенных для выполнения измерений в целях проведения взаимных расчетов. ГОСТ 8.740-2011 предусматривает необходимость реализации режима КМХ для СИКГ с уровнем точности измерений А, то есть относительной расширенной неопределенностью измерений объемного расхода и объема газа, приведенных к стандартным условиям, равной не более 0,75. В отличие от режима КМХ в СИКН при выполнении КМХ в СИКГ вычислитель производит пересчет количества измеренного газа в контрольном и эталонном трубопроводах, приводящего к стандартным условиям.