Москва, ул. Митинская, д.12

Связаться с нами

Адрес:

Москва, ул. Митинская, д.12

Прием заявок и консультации:

info@packo.ru

Телефон (многоканальный):

+7 (495) 970 16 83

SELECT * FROM `#__catalog_items` WHERE #__catalog_items.id IN (24,2) ORDER BY FIELD(#__catalog_items.id, 24,2)

Ваша Заявка

Купите необходимый Вам товар. Для этого перейдите на страницу с его описанием и нажмите кнопку
"Добавить товар в заявку".

Организация учета природного газа. Узел учета газа. Основные принципы, методы и средства обеспечения метрологической надежности узлов коммерческого учета газа

Автор:
Золотаревский Сергей Алексеевич, к.т.н., генеральный директор ООО «НПФ «РАСКО»; Гущин Олег Григорьевич, к.т.н., управляющий по качеству ООО «ЭЛЬСТЕР Газэлектроника»
Издание: Ежегодный сборник научно-технических статей, выпускаемый ООО “ЭЛЬСТЕР Газэлектроника” . Год: 2012
31.05.2012

Федеральный закон № 261 «Об энергосбережении……», предусматривает повсеместное измерение потребляемого газа и коммунальных ресурсов у потребителя. Тотальная установка приборов учета повышает прозрачность расчетов за потребленные энергоресурсы и обеспечивает возможности для их реальной экономии, прежде всего - за счет количественной оценки эффекта от проводимых мероприятий по энергосбережению, позволяет определить потери энергоресурсов на пути от источника до потребителя.

Опыт, накопленный за последние годы, в течение которых в эксплуатацию были введены многие тысячи современных РСГ[1], электронных корректоров и измерительных комплексов позволил сформулировать основные требования к узлам учета в целом, а также к измерительным комплексам, расходомерам и электронным корректорам, входящим в их состав.

К основным требованиям, которые предъявляются к приборам коммерческого учета, относятся: высокая точность измерения в широком диапазоне изменения физических величин; надежность работы в характерном для климатических условий России температурном диапазоне; стабильность показаний в течение межповерочного интервала; автономность работы; архивирование и передача информации; простота обслуживания, включая работы, связанные с поверкой приборов.

Поэтому в случае появления на рынке новых приборов (новых методов измерения) именно на этих показателях и фиксируют внимание потребителей многочисленные организации, производящие и продающие приборы учета. Обещания высокой точности, широких диапазонов измерения, длительных межповерочных интервалов (МПИ), а иногда и возможности поверки без демонтажа, необязательность прямых участков измерительных трубопроводов (ИТ), либо их малые значения, не подтвержденные необходимыми опытом эксплуатации или объемом испытаний приборов учета, часто вводят потребителя в заблуждение и в конечном итоге не оправдывают их ожиданий.

В связи с этим вопрос о правильном выборе оборудования для коммерческих узлов учета природного газа, организации учета и выбора метода измерений не только не потерял своей актуальности, но приобретает все более важное значение. Это объясняется еще и тем фактором, что цена вопроса (стоимость природного газа) за последнее время резко возросла. Правильное решение поставленных задач при организации, проектировании узлов учета и выборе основного и дополнительного технологического оборудования определяет высокую метрологическую надежность работы оборудования в течение всего срока его эксплуатации.

1. Обозначения и сокращения.

  • АСКУГ – автоматизированная система коммерческого учета газа
  • ГРС – газораспределительная станция
  • ИТ – измерительный трубопровод
  • МВИ – методика выполнения измерений
  • МГ – магистральный газопровод
  • МС – местные сопротивления
  • МХ – метрологические характеристики
  • ППД- преобразователь перепада давления
  • ПР – преобразователь расхода
  • ПТ – преобразователь температуры
  • РСГ – расходомер-счетчик газа
  • СИ - средство измерения
  • СУ – сужающее устройство
  • УПП – устройство подготовки потока
  • УУГ – узел учета газа 
Условное обозначение
Наименование величины
Единицы измерения
ΔР
Перепад давления
Па
РV
Абсолютное давление газа при рабочих условиях
Па
TV
Температура газа при рабочих условиях
оС
ρc
Плотность газа при стандартных условиях
кг/м3
V
Объем газа при рабочих условиях
м3
ρv
Плотность газа при рабочих условиях
кг/м3
qm
Массовый расход газа
кг/с
m
Масса газа
кг
Xа, Xу
Молярные доли азота и диоксида углерода в природном газе
%
UVc, UQc
Относительные расширенные неопределенности измерений объема и расхода газа при стандартных условиях
%

2. Факторы, влияющие на точность измерений расхода и количества газа. При проектировании узлов учета и оценке влияния различных факторов на точность измерений и, как следствие, метрологическую надежность их работы следует учитывать следующие факторы:

  • Искажение кинематической структуры потока. Если длина прямого участка между ближайшими МС и ПР достаточно велика, кинематическая структура (эпюра скоростей) потока выравнивается. В противном случае появляется дополнительная погрешность измерения расхода, значение которой зависит от типа ПР и его чувствительности к искажению кинематической структуры потока. Как правило, длины прямых участков до ПР существенно больше длин прямых участков после ПР. Необходимые длины прямых участков перед ПР можно уменьшить с помощью УПП. Рекомендуемые конструкции УПП и место их установки указываются в технической документации изготовителей ПР. Например длины прямых участков для турбинных счетчиков газа типа TRZ сокращены до 2Ду – до счетчика, а после счетчика – прямые участки не требуются.
  • Влияние механических примесей. Наличие механических примесей (пыли, песка, смолистых веществ, ржавчины и пр.) в потоке газа может приводить к механическому износу элементов ПР: роторов, турбинок, кромок диафрагм и тел обтекания вихревых ПР; накоплению осажденных частиц на поверхностях ПР и ИТ; засорению соединительных трубок; заклиниванию роторов ротационных ПР. Это может привести к резкому возрастанию погрешности и выходу из строя ПР в процессе эксплуатации. Для исключения этого применяют фильтры, оснащенные датчиками перепада давления для контроля степени загрязнения фильтрующего элемента (например, ДПД или ИРД80-РАСКО), и обеспечивающие требуемую степень очистки при приемлемом перепаде давления (например фильтры типа ФГ 16).
  • Влияние наличия жидкости. Наличие жидкости в измеряемом газе может оказывать существенное влияние на показания ПР [1]. При большем содержании в потоке газа жидкости результаты измерений с помощью ПР,предназначенных для измерений расхода сухого газа, непредсказуемы. Причем при повышении давления и понижении температуры газа с высоким влагосодержанием в ИТ могут образовываться гидраты, оседающие в виде твердых кристаллов. Для предотвращения гидратообразования используют подогрев или осушку газа, специальные ингибиторы, конденсатосборники и отстойные камеры на ИТ, периодическую продувку ПР или их  вертикальное расположение (например, для счетчиков RVG, TRZ).
  • Притупление входной кромки стандартной диафрагмы приводит к изменению коэффициента истечения диафрагмы и соответствующему увеличению погрешности [2].
  • Несоответствие качества отверстий для отбора давления предъявляемым требованиям. Статическое давление в ИТ измеряют через отверстия в стенке трубопровода или в теле счетчика, если это предусмотрено его конструкцией. Погрешность от неправильно выполненных отверстий (заусенцы, несоблюдение требуемого соотношения глубины отверстия и диаметра (не менее 2,5), неперпендикулярность осей отверстий  и стенки ИТ) может доходить до ± 2 % (В комплексах СГ-ЭК отверстия для отбора давления изготавливаются в заводских условиях, что исключает влияние вышеперечисленных факторов на погрешность измерений).
  • Факторы, влияющие на точность измерения температуры. К таким факторам относятся: теплообмен в зонах измерительного трубопровода и преобразователя температуры; линия связи ПТ с корректором (вычислителем). Для исключения влияния первого фактора ПТ располагают в непосредственной близости от чувствительного элемента ПР (например, турбинного колеса турбинного счетчика), обеспечивают необходимую теплоизоляцию трубопровода и применяют специально изготовленные гильзы ПТ, заполненные теплопроводным веществом. Влияние второго фактора исключается выполнением линии связи по четырехпроводной (аналоговые СИ температуры) или трехпроводной (цифровые СИ температуры) схемам соединений.
  • Нестационарность течения. Наиболее чувствительны к пульсациям потока СУ, а также турбинные и вихревые ПР [1]. Частота вибрационных колебаний колеблется от единиц до десятков герц, акустических – до сотен килогерц, звукового давления – до нескольких сотен паскалей. Пороговое значение синусоидальных пульсаций для турбинных ПР приведено в [1]. Там же отмечено, что применение вихревых ПР для периодических пульсаций нежелательно из-за значительного возрастания погрешности измерений, которая может достигать 10 % и более.
  • При наличии нестационарности рабочей среды, обусловленной прерывистостью потока (работа котлов с периодическим включением и отключением), перемежающимися и пульсирующими потоками рекомендуется использовать мембранные или ротационные счетчики - в случае средних расходов, и вихревые – для больших расходов. Минимальное время работы турбинного ПР, обеспечивающего его погрешность от прерывистости потока на уровне 1 % приведено в [3]. Наличие акустических шумов особенно сильно влияет на точность измерений при применении ультразвуковых ПР.
  • Шероховатость внутренней стенки измерительного трубопровода. Изменение шероховатости приводит к изменению распределения скоростей потока и, следовательно, к изменению показаний ПР. Поэтому монтаж и эксплуатация ПР должны осуществляться на ИТ, шероховатости внутренней поверхности которых не превышают допускаемый предел, установленный для при меняемого типа ПР.
  • Нестабильность компонентного состава. При существенной нестабильности компонентного состава и низкой частоте его измерений возникает дополнительная погрешность определения плотности газа при стандартных условиях и коэффициента сжимаемости газа, что приводит к дополнительной погрешности измерения расхода и количества газа. Зависимость погрешности объемного расхода и объема газа, приведенных к стандартным условиям, от нестабильности компонентного состава определяется выбранным методом измерения расхода и количества газа, а также вариантом реализации данного метода (см. таблицы 5.3 и 5.4 [1]).
  • Дополнительная погрешность измерения расхода, обусловленная данным фактором, может быть снижена путем увеличения частоты измерений компонентного состава и/или плотности. Рекомендуется частоту измерений состава и плотности газа при стандартных условиях устанавливать исходя из допускаемой погрешности (неопределенности) результатов определений плотности газа при стандартных условиях и возможных изменений ее значения за заданный период времени (например, сутки, месяц).

3. Методы измерения и выбор технологического оборудования и СИ для узлов коммерческого учета газа. С учетом факторов, влияющих на метрологическую точность измерений в эксплуатации, можно сформулировать основные принципы и решаемые задачи при выборе технологического оборудования и СИ, предназначенных для оснащения узлов учета газа (см. рис. 1, табл. 1).

Таблица 1. Основные решаемые задачи

Научно-технические
Организационные
• Исследование влияния пульсаций потока на МХ счетчиков
• Разработка требований к теплоизоляции счетчиков
• Уточнение требований к длинам прямых участков для высокоточных счетчиков
• Исследования по влиянию переходов (конфузоров и диффузоров) на МХ счетчик
• Нормировать требования к функциям узлов измерений в зависимости от их категории и производительности  
• Нормировать требования к методам поверки в зависимости от давления и типа рабочей среды
• Для высокоточных средств измерений представлять данные о результатах их калибровки в зависимости от числа Re 

3.1 Выбор метода измерения. Количество природного газа при взаимных расчетах с потребителями выражают в единицах объема, приведенного к стандартным условиям по ГОСТ 2939.

Измерение выполняют на основе МВИ, аттестованных или стандартизованных в соответствии с требованиями ГОСТ Р 8.563. 

Выбор метода измерения, подходящего для индивидуальных условий измерений и предполагаемых объемов газа является самой ответственной задачей в организации учета. Применение того или иного метода измерения обусловлено необходимостью наличия полной информации как об измеряемой среде, так и о предполагаемой точности измерения расхода газа. 

При выборе метода измерений и средств измерения со вспомогательным техническим оборудованием, учитывают вышеперечисленные факторы, влияющие на метрологическую надежность узла учета в процессе его эксплуатации. Наряду с режимами течения газа, параметрами его состояния и физико-химическими показателями, а также конструктивными особенностями узла учета, необходимо нормировать погрешности (неопределенности) измерений, представленные в таблицах 2 – 4. 

Principi viboraРис. 1. Основные принципы выбора средств измерений для оснащения узлов учета газа

Пределы допускаемой относительной погрешности (расширенной неопределенности) измерений объема газа, приведенного к стандартным условиям, рекомендуется устанавливать в соответствии с таблицей 2.

Таблица 2. (СТО Газпром 5.32-2009, [1]; МИ – 3082, [3])

Категория узла измерений в зависимости от расхода
(рабочий расход, м3/ч)
Пределы допускаемых относительных погрешности или расширенной неопределенности измерений количества газа, %, на узлах измерений групп:
А
Б
В
Г
Д
МИ - 3082
I (более 6000)
0,8
0,8 (1,0)* (1,0)**
1,5
2,0
5,0
1,0
II (более 1200 до 6000 включительно)
0,8
0,8 (1,0)* (1,0)**
1,5
2,0
5,0
1,5
III (более 60 до 1200 включительно)
0,8
0,8 (1,5)* (1,0)**
2,0
2,5
5,0
2,5
IV (до 60 включительно)
0,8
0,8 (2,0)* (1,0)**
2,0
2,5
5,0
От 3,0 до 4,0
* Узлы измерений газа, поставляемого потребителям РФ
* Узлы измерений между газотранспортными организациями ОАО «Газпром»
*** Пределы допускаемых относительных погрешности и расширенной неопределенности измерений количества газа на узлах технологических измерений устанавливают исходя из необходимости обеспечения требований технологического процесса
А - ГИС, ГРС, пункты замера расхода газа на границе России и между ОАО «Газпром и независимыми поставщиками
Б - ГИС между газодобывающими и газотранспортными организациями; ГИС между газоперерабатывающими и газотранспортными организациями; ГИС между магистральными газопроводами и подземными хранилищами газа; ГИС на границах между газотранспортными организациями ОАО «Газпром» и на перемычках газопроводов
В - ГРС, АГРС и пункты, предназначенные для измерения объемов газа, поставляемого отечественным потребителям
Г - ГИС на перемычках газопроводов и компрессорные станции
Д - Замерные сепарационные установки, установки комплексной подготовки газа и объекты, содержащие узлы технологических измерений

Таблица 3

Тип учета природного газа
Предел допускаемой относительной погрешности (расширенной неопределенности) измерения объема газа, %, для категории узла учета
I
II
III
IV
коммерческий
1,0
1,0
1,5
3,0
хозрасчетный
1,5
2,0
технологический
2,5

Таблица 4 (ГОСТ Р 8.740 – 2011, [4], для турбинных, ротационных и вихревых ПР)

Наименование операции
Значения пределов допускаемой относительной расширенной неопределенности, %
Класс точности результата измерений UVc или UQc, %
А
Б
В
Г
Д
UVc, UQc=0,75
UVc,  UQc=0,90
UVc, UQc=1,5
UVc, UQc=2,5
UVc, UQc=4,0
Измерение объемного расхода и объема газа при рабочих условиях
0,5
0,7
1,0
1,5 (2,0)
2,5
Приведение объемного расхода и объема газа при рабочих условиях к стандартным условиям
0,5
0,5
1,0
2,0 (1,5)
3,0

Примечание: для класса точности Г допускается использовать значения, заключенные в скобах, при этом, если предел относительной расширенной неопределенности измерения объемного расхода и объема газа при рабочих условиях равен 2%, то предел относительной расширенной неопределенности приведения объемного расхода и объема газа при рабочих условиях к стандартным должна быть – 1,5%

Измерения расхода и определение количества природного газа осуществляют одним из следующих методов (рис. 2):

  • переменного перепада давления (сужающие устройства, осредняющие напорные трубки);
  • измерения объемного расхода (объема) газа с помощью СИ объемного расхода (объема) при рабочих условиях с последующим пересчетом к стандартным условиям (турбинные, камерные (ротационные, диафрагменные), вихревые, ультразвуковые, струйные);
  • измерения массового расхода (массы) газа с помощью СИ массового расхода с пересчетом к объемному расходу (объему) при стандартных условиях (кориолисовые, термоанемометрические (корпусные и погружные)).

3.2 Рекомендации по применению методов измерения, РСГ и СИ. В таблицах 5, 6 приведены рекомендации [1] 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 5

Номер варианта реализации метода

Метод
измерений
Перечень параметров потока и среды
Основных
Дополнительных
1
Метод переменного перепада давления
 DР, Рv, Тv,  rс , хА и  ху
Перепад давления на фильтрах и УПП
2
DР, Рv, Тv, состав газа
1
Измерение объемного расхода (объема)
 qv, V, Рv, Тv,  rс , хА и ху  
Перепад давления на фильтрах, ПР (турбинных и камерных), УПП
2
qv, V, Рv, Тv, состав газа  
3
qv, V,  rс , rv
4
qv, V,  rv, состав газа
1
Измерение массового расхода (массы)
qm, m, rс
Перепад давления на фильтрах
2
qm, m, состав газа

Узел учета газа. Типы расходомеров счетчиков

Тип РСГ
Принцип работы
Диафрагменный
Основан на перемещении подвижных перегородок измерительных камер под давлением измеряемого газа.
Ротационный 
Основан на вращении двух соосно расположенных роторов под воздействием поступающего газа
Турбинный
Основан на вращении турбинного колеса под воздействием потока измеряемого газа, скорость движения которого пропорциональна объемному расходу.
Вихревой
Основан на зависимости частоты образования и срыва вихрей, возникающих при обтекании тел, размещенных в потоке, от расхода измеряемого газа.
Переменного перепада давления
Основан на зависимости перепада давления, создаваемого устройством, установленным в трубопроводе, от расхода измеряемого газа.
Ультразвуковой
Основан на зависимости времени распространения ультразвуковых колебаний через поток измеряемого газа в трубопроводе заданного диаметра.
Термоанемометрический
Основан на измерении теплосъема сигнала с нагревательного элемента, который при известной теплопроводности среды пропорционален массовому расходу.
Кориолисовый
Основан на измерении ускорения, сообщаемого потоку измеряемого газа колеблющимся трубопроводом, и связанного с массовым расходом
Струйный

Основан на измерении частоты переключения струйного генератора, пропорциональной скорости (расходу) газа.

Таблица 6

Метод измерения или тип ПР, или счетчика
Внутренний
диаметр трубопровода, мм
Абсолютное давление газа, МПа
Диапазон расходов2
Класс узла измерений
Примечание
Переменного перепада давления
СУ
от 150 до 1000
Свыше 0,20
1:10 (с двумя ППД)
 
Первый,
Второй
 
Осредняющая напорная трубка
от 300
до 1400
Свыше 0,6
1:10 (с двумя ППД)
 
Второй
Не применяется для узлов коммерческих измерений1
Турбинный
от 50 до 300
Свыше 0,10
1:5
 Первый
 
1:20
Второй
Ультразвуковой корпусной
о 100 до 700
Свыше 0,3
1:20
Первый
 
1:30
Второй
Ультразвуковой корпусной
от 100
до 1400
Свыше 0,3
1:50
Второй
Не применяется для узлов коммерческих измерений
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
Не применяется для узлов коммерческих измерений
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
 

1) Применение для узлов технологических измерений согласовывают со структурными подразделениями ОАО «Газпром», ответственным за организацию и состояние обеспечения единства измерений
2) Для расширения диапазона применяют параллельно установленных ПР
Примечание: Возможность применения ПР вне областей указанных в таблице подтверждается описанием типа СИ и надежностью работы ПР в данных областях.
Узлы измерений 1-го и 2-го класса имеют предел допускаемой относительной погрешности (неопределенности) не более 1,0 % и более 1% соответственно
На узлах измерений 1 применяют СИ, прошедшие государственные испытания для утверждения типа СИ. Предпочтение отдается СИ, рекомендованным к применению на объектах ОАО «Газпром».

Возникает вопрос: все ли присутствующие в настоящее время на рынке РСГ в одинаковой степени подходят для применения в составе коммерческих узлов учета природного газа? Стандарт [1] устанавливает требования к организации измерений расхода и количества природного газа для коммерческих и технологических узлов учета, а также дает ответы на вопросы, связанные с выбором методов измерения, технологического оборудования и СИ.

Из таблицы 6 видно, что в соответствие с [1] не все типы расходомеров (см. рис. 1) могут применяться 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 база и завершенного теоретического описания рабочего процесса ПР применительно к измерению природного газа;
- нестабильности коэффициента преобразования ПР в широком диапазоне влияния изменения числа Рейнольдса Reна коэффициент преобразования;
- отсутствия или негативного опыта эксплуатации;
- несоответствия технических характеристик современным требованиям.

Это также касается РСГ, работающих на новых принципах измерения, и которые ранее не применялись для учета природного газа. Такие типы расходомеров вообще не вошли в данную таблицу, т.к., по мнению разработчиков СТО Газпром 5.32-2009, не могут применяться не только для коммерческого, но и для технологического учета природного газа.

Безусловно, одним из главных критериев применимости того или иного ПР (метода измерения) для коммерческого учета газа является стабильность коэффициента преобразования расходомера в максимально широком диапазоне изменения режимов течения газа в трубопроводе [5]. 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.

Соответственно,  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 СИ;
  • максимального рабочего давления газа, максимальных и минимальных температур газа и окружающего воздуха;
  • возможности поверки ПР на воздушных расходомерных стендах при давлении близком к атмосферному [4];
  • опыта эксплуатации применяемых СИ.

Анализ метрологических и эксплуатационных характеристик различных типов РСГ показал, что наиболее   приемлемыми для коммерческих измерений объема газа   являются турбинные, диафрагменные, ультразвуковые, вихревые и ротационные РСГ [1, 4, 5]. 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.

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 Re. 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. Соответственно, именно они наиболее полно отвечают требованиям, предъявляемым  к ПР, применяемым в коммерческих узлах учета газа при диаметрах газопровода не выше 300 мм. и при рабочих расходах до 6000 м3/ч [1, 4].

3.3 Основные принципы организации учета газа. Состав узла учета

3.3.1 Основные принципы организации учета газа [3]:

  • поуровневый узловой учет;
  • иерархическое изменение требований к погрешности измерений на каждом уровне;
  • повсеместный учет у конечных потребителей;
  • централизация и автоматизация сбора данных о потреблении со всех уровней.

Приборы учета самой высокой точности должны устанавливаться на ГИС и на выходах из МГ, т.е на ГРС.

Оснащение узлов учета должно выполняться с учетом их уровня.

На нижнем уровне существенно возрастают требования к увеличению диапазона измерений приборов.

При расходах свыше 10 м3/ч рекомендуется оснащать расходомеры (счетчики) электронными корректорами по температуре.

На узлах учета, в которых давление газа не превышает до 0,005 МПа, не вошедших в табл.5, целесообразно устанавливать диафрагменные счетчики газа.

Если объемы транспортировки газа превышают 200 млн. м3 в год (приведенных к стандартным условиям), для повышения надежности и достоверности измерений объема газа, рекомендуется применять дублирующие СИ. Дублирующие СИ не должны влиять на работу основных СИ. Рекомендуется, чтобы основная и дублирующая измерительные системы использовали разные методы измерений расхода и количества газа.

На узлах измерения с максимальным объемным расходом газа более 100 м3/ч, при любом избыточном давлении и в диапазоне изменения объемного расхода от 16 м3/ч до 100 м3/ч, при избыточным давлении более 0,005 МПа измерение объема газа проводят только с использованием вычислителей или корректоров объема газа.

При избыточном давлении не более 0,005 МПа и объемном расходе не более 100 м3/ч разрешается использование преобразователей расхода с автоматической коррекцией объема газа только по его температуре (см. табл. 7).

Примечание: Если максимальный объемный расход газа при рабочих условиях меньше или равен 16 м3/ч и давление газа менее 0,005 МПа, измерение газа целесообразно осуществлять с помощью диафрагменных счетчиков газа. При отсутствии у счетчика температурного компенсатора, приведение объема газа к стандартным условиям выполняют согласно специальным методикам, утвержденным в установленном порядке.

Таблица 7

Наименование метода
Условия применения метода
Класс точности
Максимальный допускаемый расход при рабочих условиях, м3
Максимальное допускаемое избыточное давление, МПа
Измеряемая среда
Т - пересчет
Г;Д
100
0,005
Газ низкого давления
Р, Т - пересчет
В; Г; Д
1000
0,3
Однокомпонентные или многокомпонентные газы со стабильным компонентным составом
Р, Т, Z - пересчет
А; Б; В; Г; Д
Свыше 1000
Свыше 0,3
Газы, для которых имеются данные о коэффициенте сжимаемости
Р - пересчет
А; Б; В; Г; Д
Свыше 1000
Свыше 0,3
Газы, для которых отсутствуют данные о коэффициенте сжимаемости

3.3.2 Состав узла учета газа [1-4]. Состав СИ и вспомогательных устройств, на базе которых выполнен УУГ, определяется применяемым методом измерения и требованиями МВИ, регламентирующими проведение измерений, а также исходя из назначения узла учёта, заданного расхода газа и диапазонов его изменения, давления и показателей качества газа, с учетом режимов отбора газа и необходимости включения узлов учета в АСКУГ.

В общем случае в состав узла учета газа входят:

  • ПР для измерения объема и расхода газа;
  • Измерительные трубопроводы;
  • Средства подготовки качества газа (в соответствии с требованиями, предъявляемыми к оборудованию, входящему в УУГ);
  • Анализатор качества газа (для узлов учёта, устанавливаемых в местах добычи газа, на границах магистральных газопроводов после мест возможного смешения газа из различных месторождений, подземных хранилищ газа и от независимых поставщиков);
  • Комплекс технических средств автоматизации, в том числе - обработки, хранения и передачи информации.

Сокращение состава узла учета возможно при избыточном давлении не более чем 0,005 МПа и расходе газа не более чем 16 м3/ч. Другие изменения состава узла учёта допускаются исключительно в целях повышения точности и информативности учёта.

СИ и вычислители (электронные корректоры) должны быть защищены от несанкционированного вмешательства, которое может повлиять на результаты измерений расхода и количества газа.

3.3.2.1 Метод переменного перепада давления. В состав основных СИ и вспомогательных устройств, при использовании метода переменного перепада давления, в общем случае, входят:

  • стандартное сужающее устройство или усредняющая напорная трубка;
  • измерительный трубопровод с прямыми участками, расположенными между сужающим устройством (или осредняющей напорной трубкой) и местными сопротивлениями;
  • СИ давления и перепада давлений на сужающем устройстве (осредняющей напорной трубке), давления и температуры газа;
  • СИ компонентного состава или СИ плотности (если измерения компонентного состава и плотности газа проводят непосредственно на узле измерения);
  • средства обработки результатов измерений (вычислитель, электронный корректор);
  • линии связи и вспомогательные устройства к линиям связи.

3.3.2.2 Метод измерения объемного расхода (объема)

В состав основных СИ и вспомогательных устройств, при использовании метода, основанного на измерении объемного расхода (объема) газа при рабочих условиях с последующим его пересчетом к стандартным условиям, в общем случае, входят:

  • преобразователь расхода (ПР);
  • СИ давления и температуры газа;
  • СИ компонентного состава или СИ плотности (если плотность газа определяют непосредственно на узле измерения);
  • средства обработки результатов измерений (вычислитель, электронный корректор);
  • измерительный трубопровод с прямыми участками, расположенными непосредственно до и после ПР;
  • линии связи и вспомогательные устройства к линиям связи.

3.3.2.3 Метод измерения массового расхода

В состав основных СИ и вспомогательных устройств при использовании метода, основанного на измерении массового расхода (массы) газа с последующим его (ее) пересчетом к объемному расходу (объему) при стандартны условиях, в общем случае входят:

  • массовый ПР;
  • измерительные преобразователи давления и/или температуры газа (при необходимости корректировки показаний ПР);
  • СИ компонентного состава или СИ плотности (если плотность газа при стандартных условиях определяют непосредственно на узле измерения);
  • средства обработки результатов измерения (вычислитель, электронный корректор);
  • линии связи и вспомогательные устройства к линиям связи.
3.3.2.4 Вспомогательные устройства.  В состав УУГ, при необходимости, могут входить вспомогательные технические средства:
  • фильтры или фильтры–сепараторы для очистки газового потока;
  • устройства преобразования потока (УПП), предназначенные для устранения влияния искажений потока на метрологические характеристики ПР;
  • предохранительно-запорные устройства (ПЗУ);
  • системы сбора конденсата;
  • устройства гашения пульсаций потока газа, устанавливаемые между ПР и регулятором давления.

Условия применения фильтров перед ПР и технические требования к степени очистки газа устанавливаются разработчиком ПР.

Тип УПП и место его расположения в ИТ должны указываться предприятием - изготовителем ПР. При отсутствии таких данных поверка ПР должна производиться совместно с используемым УПП.

В таблице 8 представлены СИ основных параметров потока и среды узла измерений (см. табл. 5).

Таблица 8.

 
 
Средство измерения
Метод
Переменного перепада давления при реализации варианта
Измерение объемного расхода при реализации варианта
Измерение массового расхода при реализации варианта
1
2
1
2
3
4
1
2
Перепад давления на СУ или осредняющей напорной трубке
1)
1)
2)
2)
2)
2)
2)
2)
Давления
1)
1)
1)
1)
3)
3)
3)
3)
Температуры
1)
1)
1)
1)
3)
3)
3)
3)
Объемного расхода
2)
2)
1)
1)
1)
1)
2)
2)
Массового расхода
2)
2)
2)
2)
2)
2)
1)
1)
Состав газа
4)
4)
4)
4)
2)
4)
2)
5)
Плотности при рабочих условиях
2)
2)
2)
2)
1)
1)
2)
2)
Плотности при стандартных условиях
4)
2)
4)
2)
4)
2)
5)
2)
1) Наличие СИ обязательно
2) СИ не требуется
3) При необходимости компенсации влияния  давления и температуры на показания ПР
4) Наличие СИ необязательно, если используются результаты анализов химико-аналитических лабораторий или автоматизированных измерений
5) Наличие СИ обязательно при значительной нестабильности компонентного состава газа

3.3.3 Выбор СИ узла учета газа. К эксплуатации в составе УУГ допускаются СИ, прошедшие государственные испытания для целей утверждения типа СИ (имеющие сертификат об утверждении типа СИ).

СИ параметров, влияющих на результат измерения расхода и количества, должны иметь действующие свидетельства о поверке и (или) поверительное клеймо[2].

СИ параметров, не влияющих на результат измерения расхода и количества, должны иметь действующие свидетельства о поверке или калибровке.

На узлах измерения первой и второй категории следует применять преобразователи:

  • давления и перепада давлений с пределом основной допускаемой погрешности не более ±0,10%;
  • температуры с пределом основной допустимой абсолютной погрешности не более ±0,3° С.

На узлах измерения третьей и четвертой категорий должны применяться преобразователи:

  • давления и перепада давления с пределом основной допускаемой приведенной погрешности не больше ±0,25%;
  • температуры с пределом основной допускаемой абсолютной погрешности не более ±0,5° С.

Нестабильность показаний СИ давления и разности давлений не должна превышать 0,1% за год.

Верхний предел измерений СИ давления должен быть не менее чем на 30% больше максимального рабочего давления газа.

Пределы допускаемых погрешностей СИ параметров потока и газа должны обеспечивать требуемую точность измерений объема газа.

При избыточном давлении газа не более 1,6 МПа следует использовать СИ абсолютного давления, при давлении газа более 1,6 МПа допускается использование СИ избыточного давления, с введением поправки на среднее атмосферное давление в месте установки УУГ.

На узлах измерений первой категории физико-химические показатели газа, используемые в расчетах объема газа, определяют с помощью поточных хроматографов. На узлах измерения второй, третьей и четвертой категорий допускается использовать результаты анализов химико-аналитических лабораторий.

Для определения плотности газа при рабочих и стандартных условиях рекомендуется использовать поточные плотномеры газа.

3.3.3.1 Выбор РСГ. Основные требования к РСГ, применяемым в измерительных комплексах коммерческого учета расхода газа, являются следующие:

  • Метрологические характеристики, соответствующие международным стандартам.
  • Минимальная чувствительность к загрязнению газа, в т.ч. за счет установки фильтров с необходимой степенью очистки (запись соответствующих требований в эксплуатационную документацию, поставка фильтров в комплекте со счетчиками и т.д.).
  • Работоспособность в характерном для климатических условий России температурном диапазоне природного газа и окружающей среды.
  • Минимальная чувствительность к искажениям эпюры скоростей на входе в счетчик (сокращение длин или отсутствие требований к прямым участкам на входе в счетчик).
  • Максимальный диапазон измерения расхода (не менее 1:20, при необходимости — до 1:30 и более).
  • Максимальный межповерочный интервал (не менее 3—4 лет, желательно — 5 и более лет).
  • Возможность работы во взрывоопасных зонах.
  • Работоспособность без вспомогательных источников питания.
  • Минимальная чувствительность к пневмоударам, пульсациям давления и расхода.
  • Наличие весовых (низкочастотных) и ненормированных (высокочастотных) выходных сигналов для подключения электронного корректора объема газа и поверки счетчика газа, соответственно.

При выборе типоразмера ПР должны выполняться условия:

,
,
где   , – максимальный и минимальный объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям, которые могут быть измерены с помощью СИ (счетчика-расходомера), относительная погрешность которого находится в пределах допустимых значений; , - максимальный и минимальный объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям, на узле учета (измерений).
Значения и определяют по данным эксплуатационной документации на применяемое оборудование, потребляющее газ, или на основании режимов поставки газа.
Максимальный и минимальный объемный расход газа при рабочих условиях:
(1)
(2)
где – стандартные давление и температура газа; – минимальное давление и максимальная температура газа, соответствующие максимальному потреблению газа; – максимальное давление и минимальная температура газа, соответствующие минимальному потреблению газа; - максимальный и минимальный объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям.

3.3.3.2 Выбор электронных корректоров (вычислителей). Основные требования к электронным корректорам (вычислителям), применяемым в измерительных комплексах коммерческого учета расхода газа, являются следующие:

  • Поставка в комплекте с СИ давления и температуры и калибровка каналов на предприятии-изготовителе.
  • Суммарная относительная погрешность вычисления (с учетом погрешности измерения давления и температуры) не более 0,5 %.
  • Наличие автономного питания для работы в течение межповерочного интервала.
  • Наличие энергонезависимых архивов по всем основным каналам получения информации, а также параметрам вычисления и нештатным ситуациям.
  • Возможность работы во взрывоопасных зонах, в том числе – передачи информации из взрывоопасной зоны на удаленный компьютер.
  • Используемые интерфейсы, предназначенные для связи с внешними устройствами, должны соответствовать действующим российским и международным стандартам и обеспечивать интеграцию УУГ в АСКУГ.
  • Дисплей электронного корректора должен отображать: текущие значения абсолютного (избыточного) давления; текущие значения перепада давления (при применении метода переменного перепада давления); текущие значения температуры и расхода газа при рабочих условиях и/или приведенного к стандартным условиям; объем газа, приведенный к стандартным условиям, накопленный нарастающим итогом.
  • Программное обеспечение должно предусматривать возможность ведения архивов информации по учету газа и аварийным ситуациям, имевшим место за принятый отчетный период. Вычислители (электронные корректоры) должны указывать вид аварийной ситуации во время эксплуатации СИ и сохранять информацию о ее продолжительности.

К аварийным ситуациям во время эксплуатации СИ относят ситуации, при которых: текущие значения измеренных величин вышли за пределы установленных диапазонов; расчетные значения величин вышли за пределы, установленные в МВИ; сигналы измерительных преобразователей вышли за пределы установленных диапазонов; отсутствует электрическое питание, которое обеспечивает функционирование СИ в штатном режиме; проведено несанкционированное изменение текущих значений условно-постоянных величин, внесенных в память электронного корректора (вычислителя).

  • Архив должен включать следующие данные: среднечасовые и среднесуточные значения температуры, абсолютного давления газа и перепада давлений (при применении расходомеров переменного перепада давлений); почасовой и посуточный объёмы газа, приведенные к стандартным условиям; свойства газа за отчетный период (состав и плотность газа при стандартных условиях). Данные должны регистрироваться не реже одного раза в час. В архиве должны храниться данные не менее чем за 35 суток.
  • Должна быть предусмотрена защита от вмешательства в процесс формирования и сохранения архивов.
  • Должна быть обеспечена возможность распечатки архивной и итоговой информации на принтере непосредственно или через устройство приема/передачи информации (переносного устройства сбора информации, компьютера и т.п.).
  • Архивная или итоговая информация должна включать распечатку следующих архивов: отчет за контрактные сутки; отчет за контрактный месяц; протокол аварийных ситуаций; протокол о вмешательстве в работу; протокол конфигурирования электронного корректора (вычислителя).

3.3.3.3 Выбор измерительных комплексов (ИК).

Основные требования:

  • Укомплектованность расходомерами (счетчиками) газа и корректорами объема, удовлетворяющими п.п. 4.3.3.1 и 4.3.3.2.
  • Полная заводская готовность. Измерительные комплексы должны поставляться полностью собранными, в виде моноблока. За исключением вариантов с вынесенными корректорами по специальным требованиям заказчиков, а также в случаях установки датчиков температуры и отбора давления из подводящих трубопроводов (как правило, только для типоразмеров счетчиков газа не более G100).
  • Получение измерительных комплексов, а также дополнительных блоков и узлов (блоков питания, устройств, обеспечивающих вывод информации на компьютер и/или принтер, а также удаленного доступа к информации) от одного изготовителя (поставщика).
  • Обеспечение качественного сервисного обслуживания всех функциональных блоков и комплекса в целом в гарантийный и последующий период в едином сервисном центре.
  • Измерительный комплекс должен иметь архив указанных выше данных, регистрируемых не реже одного раза в час, а ИК должен предусматривать возможность вывода данных архива в АСКУГ.
  • Измерительный комплекс должен регистрировать в архиве факт изменения параметров его работы с привязкой ко времени и используемыми правами доступа лица, ответственного за учёт газа.
  • Пределы допускаемой относительной погрешности измерения объема газа в стандартных условиях измерительным комплексом должны дифференцироваться в зависимости от максимального объема газа (см. п. 4.1)

3.3.4 Интеграция узлов учета газа в АСКУГ. Одним из наиболее простых и доступных в реализации вариантов интеграции УУГ в АСКУГ является использование коммуникационных возможностей электронных корректоров. Это предъявляет дополнительные требования к упомянутым возможностям электронных корректоров, а именно:

  • интерфейс передачи данных должен соответствовать одному из наиболее распространенных стандартов в промышленности (RS232, RS422, RS485, Modbus, токовая петля, HART);
  • протокол передачи данных должен быть стандартизован;
  • подключение коммуникационных устройств должно быть возможным без использования узкоспециализированных адаптеров;
  • наличие локального и дистанционного интерфейсов передачи данных.

Так, например, применение в ЕК270/ЕК260, ТС220/ТС215 широко распространенных типов интерфейсов RS485 и/или RS232 устраняет проблемы коммутации корректора с коммуникационным оборудованием. В настоящее время узлы учета газа, выполненные на основе ИК СГ-ЭК и СГ-ТК, обеспечивают возможность обмена данными при непосредственном подключении УУГ к компьютеру по интерфейсу RS485 и/или RS232, а также по коммутируемым телефонным линиям, радиотелефонным каналам в GSM-стандарте. При этом ЕК270/ЕК260 не только имеют глубокие архивы, где хранится информация об измеряемых и вычисляемых параметрах (необходимое условие для коммерческого учета), но и позволяет без ущерба для точности измерений передавать данные о текущих значениях параметров в реальном времени.

Выводы:

  1. Правильный выбор технических решений уже на этапе проектирования УУГ определяют метрологическую надежность применяемого газоизмерительного оборудования  в процессе его эксплуатации.
  2. Методы и СИ, применяемые в составе УУГ, должны соответствовать его функциональному назначению, категории узла измерений и условиям эксплуатации.
  3. Главным критерием применимости метода измерения расхода и реализующего его ПР при создании коммерческого УУГ является стабильность коэффициента преобразования расходомера в максимально широком диапазоне изменения режимов течения газа в трубопроводе. Данному требованию в наибольшей степени отвечают диафрагменные, ротационные, турбинные и ультразвуковые ПР, а также ПР переменного перепада давлений.
  4. Необходимым условием применения ПР для создания коммерческих УУГ  3-го и 4-го уровня является широкий диапазон измерения расхода газа: не менее 1:20, желательно – 1:30 и более. Данному требованию в наибольшей степени отвечают ПР, перечисленные в п. 3 выводов, за исключением ПР переменного перепада давлений.
  5. Современные УУГ должны иметь возможность простого и удобного встраивания в АСКУГ, что обеспечивается включением в их состав электронных корректоров (вычислителей) объема газа, обладающих необходимыми коммуникационными возможностями и поддерживающими стандартные протоколы передачи данных.

ЛИТЕРАТУРА:

1. Обеспечение единства измерений. Организация измерений природного газа. СТО Газпром 5.32-2009.
2. ГОСТ 8.563.1-5 2005 Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Части 1-5
3. МИ 3082 - 2007 Выбор методов и средств измерений расхода и количества потребляемого природного газа в зависимости от условий эксплуатации на узлах учета. Рекомендации по выбору рабочих эталонов для их поверки.
4. ГОСТ Р 8.740 – 2011 Расход и количество газа. Методика выполнения измерений с помощью турбинных, ротационных и вихревых расходомеров и счетчиков.
5. Золотаревский С.А. О применимости вихревого метода измерения для коммерческого учета газа// Энергоанализ и энергоэффективность - 2006, № 1.

[1] Термин расходомеры-счетчики газа (РСГ) применительно к коммерческому учету на сегодняшний день является более корректным, поскольку наряду с традиционными, классическими методами измерения применяются новые методы измерения, такие как: вихревой, ультразвуковой, кориолисовый, и др.
[2] Поверительное клеймо наносят на СИ или в технической документации на СИ.