Рекомендации по применению методов измерения и РСГ

В таблицах 8.6, 8.7 приведены рекомендации (СТО Газпром 5.32-2009) по применению того или иного метода измерения и ПР в зависимости от рабочих условий эксплуатации оборудования, а также представлен перечень измеряемых параметров потока и среды.

Таблица 8.6

Номер варианта реализации метода Метод измерений Перечень измеряемых параметровпотока и среды
Основных Дополнительных
1

Метод переменного перепада давления

ΔР, Рv, Тv, ρc, хA и хY

Перепад давления на фильтрах и УПП

2 ΔР, Рv, Тv, состав газа
1

Измерение объемного расхода (объема)

qv, V, Рv, Тv, ρc, хА и хУ

Перепад давления на фильтрах, ПР (турбинных и камерных), УПП

2 qv, V, Рv, Тv, состав газа
3 qv, V, ρc , ρv
4 qv, V, ρv, состав газа
1

Измерение массового расхода (массы)

qm, m, ρc

Перепад давления на фильтрах

2 qm, m, состав газа

Таблица 8.7

Метод измерения или тип ПР или счетчика Внутренний диаметр трубопровода, мм Абсолютное давление газа, МПа Диапазон расходов** Класс узла измерений Примечание
Переменного перепада давления СУ от 150 до 1000 свыше 0,20 1:10 (с двумя ППД) Первый, Второй Не применяется
для узлов
коммерческих измерений*
Осредняющая напорная трубка от 300 до 1400 свыше 0,6 1:10 (с двумя ППД) Второй

Турбинный

от 50 до 300 свыше 0,10 1:5 Первый
1:20 Второй

Ультразвуковой корпусной

от 100 до 700 свыше 0,3 1:20 Первый
1:30 Второй

Ультразвуковой корпусной

от 100 до 1400 свыше 0,3 1:50 Второй

Ультразвуковой с накладными датчиками

свыше 1,0

Ротационный

от 50 до 200 от 0,10 до 1,6 1:20 Первый
1:100 Второй

Вихревой

от 50 до 300 от 0,15 до 1,6 1:20 Второй
Термоанемометрический Корпусной от 25 до 150 от 0,05 до 4,0 1:15 Второй
Погружной от 80 до 1500 от 0,05 до 2,0 1:10 Второй
Кориолисовый от 50 до 150 свыше 0,6 1: 10 Первый, Второй
* Применение для узлов технологических измерений согласовывают со структурными подразделениями ОАО «Газпром», ответственным за организацию и состояние обеспечения единства измерений.
** Для расширения диапазона применяют параллельно установленных ПР.
Примечание. 1. Возможность применение ПР вне областей указанных в таблице, подтверждается описанием типа СИ и надежностью работы ПР в данных областях.
2. Узлы измерений 1-го и 2-го класса имеют предел допускаемой относительной погрешности (неопре-деленности) не более 1,0 % и более 1% соответственно.
3. На узлах измерений 1-го класса применяют СИ, прошедшие государственные испытания для утверждения типа СИ. Предпочтение отдается СИ, рекомендованным к применению на объектах ОАО «Газпром».

СТО Газпром 5.32-2009 и МИ 3082-2007 устанавливают требования к организации измерений расхода и количества природного газа для коммерческих и технологических узлов учета, а также дают ответы на вопросы, связанные с выбором методов измерения, технологического оборудования и СИ.

Из таблицы 8.7 видно, что не все типы РСГ (см. рис. 8.2) рекомендуются к применению для коммерческого учета природного газа из-за ряда причин, например:

  • невысокой точности;
  • необходимости проведения градуировки и поверки ПР на природном газе, состав и плотность которого совпадают с условиями эксплуатации;
  • чувствительности к неравномерности эпюры скоростей и, как следствие, необходимости больших длин прямолинейных участков;
  • зависимости показаний от плотности газа;
  • отсутствия исчерпывающей экспериментальной базы и завершенного теоретического описания рабочего процесса ПР применительно к измерению природного газа;
  • нестабильности коэффициента преобразования ПР в широком диапазоне влияния изменения числа на коэффициент преобразования;
  • отсутствия или негативного опыта эксплуатации;
  • несоответствия технических характеристик современным требованиям.

Средства измерений, применяемые для коммерческого учета, должны быть внесены в государственный реестр средств измерений, иметь действующие свидетельства о поверке и применяться в соответствии с требованиями технической документации.

Все средства измерений должны соответствовать требованиям действующих нормативных и руководящих документов по технической эксплуатации и безопасности применения этих средств.

С учетом вышесказанного, выбор метода измерения и РСГ в основном определяют результирующую точность измерения на УУГ, и потому к применяемым РСГ предъявляют особые требования.

Во-первых, высокая точность измерения — одно из основных требований, предъявляемых к РСГ. Если раньше пределы допускаемой относительной погрешности рабочих средств измерений составляли от 0,3% до 4,0% (ГОСТ Р 8.618-2006), то в настоящее время нередко требуется иметь погрешность не более 0,5–2 %. Повышение точности достигается как за счет применения прогрессивных методов, приборов (ультразвуковых, вихревых и др.), так и за счет совершенствования старых классических методов (турбинных и ротационных). Так, например, в турбинных счетчиках газа TRZ за счет усовершенствования конструкции и применения новых материалов удалось добиться относительной погрешности, равной 0,9 %, во всем диапазоне измерения.

Во-вторых, надежность (наряду с точностью) — является также одним из главных требований, предъявляемых к расходомерам и счетчикам газа. Основным показателем надежности является период, в котором прибор сохраняет работоспособность и заданную точность в течение всего МПИ. Это время зависит как от устройства прибора, так и от его назначения и условий применения. Приборы учета газа, узлы и детали которых в процессе измерения находятся в движении, имеют меньший срок службы, чем у расходомеров, работающих без движущихся частей.

В-третьих, независимость результатов измерения от изменения плотности вещества. Это требование особо важно при измерении расхода газа, плотность которого сильно зависит от давления и температуры. В большинстве случаев необходимо иметь устройства, автоматически корректирующие показания приборов при изменении температуры или давления измеряемого газа.

Так, например, из теории струйной техники известно, что при изменении плотности измеряемой среды может измениться время переключения струйных элементов. Как следствие, изменится частота работы струйного генератора и может возникнуть дополнительная систематическая погрешность, связанная с изменением плотности измеряемой среды.

В-четвертых, быстродействие РСГ, определяемое его динамическими характеристиками, необходимо, прежде всего, при измерении быстро меняющихся расходов, а также в случае применения прибора в системе автоматического регулирования. Быстродействие большинства расходомеров удобно оценивать значением его постоянной времени t, т.е. времени, в течение которого показания прибора при скачкообразом изменении расхода от Q1 до Q2 изменяются приблизительно на две трети от значения Q2 – Q1. Турбинные расходомеры имеют очень малую постоянную времени t — в пределах сотых долей секунды. Расходомеры с сужающими устройствами имеют постоянную времени t в пределах секунд, и это время можно уменьшить за счет сокращения длины соединительных трубок, а также измерительного объема дифманометра и увеличения его предельного перепада давления.

В-пятых, широкий динамический диапазон измерения (Qmax/Qmin) необходим, когда значения расхода могут изменяться в значительных пределах, например, для обеспечения режимов газопотребления типа «зима-лето». У расходомеров с сужающими устройствами он очень мал и равен 3. Повышение его до 9–10 возможно путем подключения к сужающим устройствам двух дифманометров с разными ВПИ. У турбинных и ротационных счетчиков диапазон измерения составляет 1:10, 1:20, 1:30, 1:50, 1:100, 1:160, 1:200 и 1:250.

В-шестых, стабильность коэффициента преобразования РСГ в максимально широком диапазоне изменения режимов течения газа в трубопроводе (изменение числа Re). Это позволяет производить градуировку и поверку ПР на воздушных расходомерных стендах с последующим распространением полученных результатов на случаи измерения природного и других газов, в том числе, при давлении и температуре, отличающихся от условий градуировки и поверки.

Таким образом, методы измерения, РСГ и СИ для коммерческих и технологических узлов учета природного газа выбирают с учетом:

  • факторов, влияющих на точность измерения в процессе эксплуатации;
  • необходимости обеспечения минимальной и максимальной проектной производительности узла измерений;
  • требуемой точности (неопределенности) измерения УУГ;
  • максимального рабочего давления газа, максимальных и минимальных температур газа и окружающего воздуха;
  • возможности поверки ПР на воздушных расходомерных стендах при давлении близком к атмосферному по ГОСТ Р 8.618-2006;
  • опыта эксплуатации применяемых СИ.

Анализ метрологических и эксплуатационных характеристик различных типов РСГ показывает, что наиболее приемлемыми для коммерческих измерений объема газа являются турбинные, диафрагменные (коммунально-бытовой сектор, сети низкого давления до 0,005 МПа включительно), расходомеры переменного перепада давления (стандартные СУ), ультразвуковые (как альтернатива СУ), вихревые и ротационные РСГ.

Их широкое применение для измерения расхода и объема газа объясняется, в первую очередь, преимуществами, которые они имеют по сравнению с другими типами РСГ, а именно:

  • высокая точность измерений на уровне 0,5–2 %;
  • широкий диапазон измеряемых расходов;
  • небольшие длины прямых участков трубопроводов, требуемые для установки РСГ или отсутствие таковых (кроме вихревых);
  • достаточно высокое быстродействие;
  • широкий опыт эксплуатации.

К этому следует добавить, что диафрагменные (сети низкого давления), а также турбинные и ротационные счетчики газа имеют стабильный коэффициент преобразования в широком диапазоне изменения числа Рейнольдса. Это позволяет проводить их градуировку и поверку на воздушных расходомерных стендах с последующим распространением полученных результатов на случаи измерения природного и других газов при рабочих условиях без потери точности измерений. Наряду с другими метрологическими характеристиками это обуславливает их широкое применение в комерческих узлах учета газа при диаметрах газопровода не выше 300 мм и при рабочих расходах до 6000 м3/ч.

Помощь при подборе приборов коммерческого учета — коммунально-бытовых и промышленных счетчиков, измерительных комплексов — окажут бесплатные сервисы подбора на сайте www.gazovik-sbyt.ru в меню справа «Экспертный подбор».

Группа компаний «Газовик» Контакты:
Адрес: 410076, Саратов, им. Орджоникидзе Г.К., 119
Телефон: 8-800-2000-230, Электронная почта: order@gazovik.ru