Меню Рубрики

Чертежи установки узла учета газа

Узлы учета газа: требования, ГОСТ, установка, преимущества

КОММЕРЧЕСКИЙ УЧЕТ ГАЗА, МЕТОДИКИ ИЗМЕРЕНИЙ

Коммерческий учет газа регламентируется целым рядом технологических требований, имеющих статус юридических норм. Поэтому метрологические службы предприятий должны осуществлять учет расхода газа и газовых смесей, строго придерживаясь нормативной документации.

Непосредственное измерение расхода газа проводятся по трем основным параметрам: расход в рабочих условиях, абсолютное давление и температура.

Далее вычисляется расход (объем) газа, приведенный к стандартным условиям: Рабс=0,101325 Мпа, Тс=20℃.

Расход газа, приведенный к стандартным условиям – это окончательный показатель, который потом используется в расчетах между потребителем и поставщиком, а также при учете потребляемых энергоресурсов при бережливом производстве.

ЧТО ТАКОЕ УЗЕЛ УЧЕТА ГАЗА, ПРИНЦИП РАБОТЫ И СОСТАВ

Измерить все показатели и рассчитать расход газа, приведенный к стандартным условиям, позволяют УУГ.

УУГ – это комплексы учета газа, принцип работы которых заключается в следующем. В процессе работы измеряется расход, давление, температура газа и газовых смесей, после чего данные приводятся к стандартным условиям. Полученное значение выводится на дисплей вычислителя и передается на АРМ по цифровым каналам связи

Состав узла учета газа на примере «ЭМИС»-Эско 2210»

ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К УЗЛАМ УЧЕТА

Узел измерения расхода газа должен отвечать основным требованиям:

  • давать высокую точность измерений в широком диапазоне изменения физических величин;
  • обладать высокой надёжностью, в том числе при низких температурах окружающей среды;
  • стабильно работать на протяжении всего межповерочного периода;
  • архивировать и передавать полученные данные;
  • быть простым в обслуживании.

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ УЗЛОВ «ЭМИС», ПРЕИМУЩЕСТВА

Все сказанное выше в полной мере относится к продуктам «ЭМИС» — Эско 2210» и «ЭМИС» — Эско 2230». Данные измерительные комплексы для учета газа надежны и просты в обслуживании и внесены в единый государственный реестр средств измерения (№ 48574-11 и № 60577-15).

Остановимся подробнее на их технических характеристиках и ключевых особенностях.

«ЭМИС»-Эско 2210» может поставляться во взрывозащищенном исполнении уровня Еxi, наряду с Exib и Exd.

Состав комплекса «ЭМИС» — Эско 2210»

Состав комплекса «ЭМИС» — Эско 2230»

Представленные в данном обзоре узлы учета выпускаются на базе вихревых расходомеров «ЭМИС»-ВИХРЬ-200», которые характеризуются высокой метрологической стабильностью измерений, универсальностью и простотой обслуживания. Важным преимуществом этого типа расходомеров является нечувствительность к пневмоударам и возможность работы на загрязненных газах, в отличие от камерных счетчиков.

Благодаря способности сенсора и проточной части расходомера к самоочищению, его можно эксплуатировать в среде, содержащей включения парафина, который осаждается на трубопроводе и на чувствительных элементах контрольно-измерительных приборов.

В 2019 году в серийное производство запущен «ЭМИС»-ВИХРЬ 200» с двухпроводной схемой подключения. Новый вариант исполнения позволяет осуществлять питание и съем сигнала по токовой петле и защищает от переполюсовки. Кроме того присутствуют дополнительный частотно-импульсный выход с защитой от короткого замыкания и поддержкой спецификации NAMUR.

Также были внесены изменения в стандартной модификации расходомера:

  • Диапазон температуры окружающей и измеряемой сред расширился -60 градусов по Цельсию;
  • Реализовано исполнение без дополнительной погрешности по токовому выходу;
  • Увеличился предел давления измеряемой среды до 30 Мпа;
  • Появилась версия уровня взрывозащиты по цепи Exia, как для четырехпроводного, так и для двухпроводного исполнения.

Кроме того, вихревой расходомер «ЭМИС»-ВИХРЬ 200» успешно прошел все необходимые испытания и получил европейский сертификат на взрывозащищенное исполнение по «АTЕХ».

По умолчанию комплекс «ЭМИС»-Эско 2210» комплектуется высокоточными датчиками давления «ЭМИС»-БАР», которые отличаются долговременной стабильностью измерений и основной приведенной погрешностью до 0,04% от шкалы (при спецзаказе).

Отметим, что комплексы, в состав которых входит прибор для измерения давления, сейчас можно приобрести с расширенной гарантией до 3 лет.

При этом, по желанию заказчика комплекс учета может быть укомплектован преобразователями давления других производителей, внесенных в Госреестр средств измерения и имеющих основную приведенную погрешность измерения давления не хуже 0,5 %, в том числе «Метран-150», «АИР-10», «АИР-20», «APZ 3420» и другими.

Тем не менее, на сегодняшний день перечень контроллеров, указанных в описании типа СИ на комплекс «ЭМИС»-Эско 2210», является закрытым. В него входят вычислители «ТЭКОН-19» и «УВП-280». Однако, в краткосрочном периоде данный список будет расширен следующими вычислителями: тепло-энергоконтроллером «ИМ»-2300» (производства ФГУП «ОКБ «Маяк»), тепловычислителем «СПТ» и газовыми корректорами «СПГ» (производства АО «НПФ «Логика»). Также будет добавлена возможность комплектации датчиками температуры с унифицированным выходным сигналом

В комплект монтажных частей узла учета входят:

  • КМЧ для расходомера ЭВ-200.КМЧ;
  • Клапанный блок БКН-1-08;
  • Бобышка для монтажа датчика давления ЭМИС – ВЕКТА 1130;
  • Устройство для отбора давления ЭМИС – ВЕКТА 1120;
  • Защитная гильза ЭМИС – ВЕКТА 1300;
  • Бобышка для монтажа датчика температуры ЭМИС – ВЕКТА 1330;

Все комплексы учета по желанию заказчика могут поставляться с комплектом монтажных частей и дополнительным оборудованием:

  • Устройствами связи;
  • Барьерами искрозащиты;
  • Соединительным кабелем;
  • Блоками питания;
  • Монтажным шкафом и трубным шкафом;
  • Системами контроля загазованности, обнаружения пожара и т.д;
  • Рамой;
  • Отопителями;
  • Вытяжкой;
  • Фильтрами и системой их контроля;
  • Газоанализаторами;
  • Иным оборудованием, не вносящим дополнительную погрешность в точность измерений.

Комплексы «ЭМИС»-Эско» могут входить, как средства измерения, в состав блочно-шкафных узлов учета. При заказе такого узла учета потребитель получает готовое единое техническое решение. На месте эксплуатации его достаточно подсоединить к трубопроводу, сетям электропитания и сбора данных. При этом все разрешительные документы, рабочая и конструкторская документация, а также ШПР и ПНР, гарантийное и постгарантийное обслуживание будут от одного производителя

Основные преимущества комплексов:

  • универсальность узла учета за счет широкого типоразмерного ряда и диапазона температуры измеряемых сред;
  • готовые проектные и типовые решения для широкого перечня технологических процессов;
  • комплекс является аттестованным и сертифицированным средством измерения с возможностью замены компонентов, входящих в состав СИ;
  • предоставление РКД для подготовки проекта;
  • поверка узла учета газа расчетным методом с межповерочным интервалом 4 года;

Комплексы учёта газа поставляются в различные отрасли промышленности, предприятия нефтегазового сектора и сельского хозяйства. Они обеспечивают бесперебойную работу ТЭЦ, ГРЭС и многочисленных котельных. Например, в количестве 40 штук был поставлен узел учета газа для котельных в Алматы для создания диспетчерского центра по мониторингу всех котельных города. Продукция получила положительные характеристики от таких компаний, как «Газпром», «Башнефть», «ЛУКОЙЛ», «Роснефть» и других

Читайте также:  261 фз установка приборов учета тепловой энергии

Потребители в своих отзывах отмечают, что комплексы учета отвечают всем заявленным параметрам и являются оптимальным выбором по качеству и цене. Оказываемая дистанционная поддержка и оперативный выезд специалистов для шеф-монтажа и пуско-наладочных работ стали дополнительным преимуществом сотрудничества

Подробности по вариантам комплектации, ценам и условиям поставки Вы можете узнать, заполнив опросный лист или направив запрос на почту sales@emis-kip.ru.

Благодаря широкой номенклатуре первичных измерительных преобразователей и вычислителей, входящих в измерительные комплексы, с помощью узлов учета «ЭМИС» — Эско» можно решать практически любой спектр задач по учету газа и газовых смесей.

Если у вас остались вопросы по работе узлов учета газа, вы можете задать их инженерам компании

источник

Чертежи установки узла учета газа

Проектная документация на реконструкцию узла учета газа в котельной ООО «СКМ Энергосервис», по адресу: г. Пенза, ул. Воронежская, 3а.

Приложение к пояснительной записке
— Технические условия ОАО «Метан»
— Технические условия ООО «Газпром межрегионгаз Пенза»
— СВИДЕТЕЛЬСТВО СРО-П-081-5834023910-00125-3
— Разрешение РОСТЕХНАДЗОРА на «Проектирование систем газораспределения и газопотребления»
— Сертификат об утверждении типа средств измерений RU.C.29,011,А №23183, который зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под №31141-06, и допущен к применению в Российской Федерации.
— Сертификат соответствия №РОСС RU.АЯ74.В12693

Пояснительная записка
1.1 Исходные данные
1.2 Состав и оборудование узла учёта газа
1.3 Мероприятия по обеспечению промышленной безопасности
Общие требования в соответствии ПБ 12-529-03

Чертежи марки ГСВ.
ГСВ-1 Общие данные
ГСВ-2 Спецификация
ГСВ-3 План на отм. 0,000 М 1:50
ГСВ-4 Разрез 1-1
ГСВ-5 Аксонометрическая схема.

Чертежи марки АТ.
АТ-1 Общие данные
АТ-2 Схема автоматизации функциональная
АТ-3 Установка приборов

Проектная документация соответствует Государственным стандартам, нормам и правилам промышленной безопасности, а также нормам и правилам в области защиты населения и территорий от чрезвычайных ситуаций, санитарно-эпидемиологического благополучия населения, охраны окружающей природной среды, экологической безопасности, пожарной безопасности, охраны труда, строительства и учитывает требования Федерального закона РФ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» №116-ФЗ от 21.07.1997.
Проектная документация подлежит экспертизе промышленной безопасности. Изменения, вносимые в проектную документацию, также подлежат экспертизе промышленной безопасности.

Проектная документация на реконструкцию узла учета газа в котельной
ООО «СКМ Энергосервис», по адресу: г. Пенза, ул. Воронежская, 3а.
разработан на основании:
— исходных данных;
— технических условий ОАО «Метан» № ___________ от ______________г.
— технических условий ООО «Газпром регионгаз Пенза»
№ 17/1040 от 30.08.11.

УГГ разработан в соответствии с требованиями «Методика измерений с помощью турбинных, ротационных и вихревых расходомеров и счетчиков. ГОСТ Р 8.740 ― 2011», и действующей нормативной документации.
Узел учета газа предназначен для коммерческого учета расхода газа с 2-мя котлами НР-18, которые установлены в котельной.

Выбор параметров измерительного комплекса узла учета газа осуществлен исходя из мощности установленного газопотребляющего оборудования на основании проектного расчета параметров УУГ:
Существующее оборудование котельной:
— Котел – НР-18 – 2 шт.
— максимальный расход газа котлом: 87 м3/ч.
— минимальный расход газа одной котлом: 21 м3/ч.
— общий максимальный расход газового оборудования: 174 м3/ч.
— минимальный расход газового оборудования: 21 м3/ч.
— избыточное давление газа перед счетчиком: 0,3÷0,33 кгс/см2.

1.2. Состав и оборудование узла учета газа.

Рабочий проект предусматривает установку узла учета газа (УУГ).
Состав УУГ:
— комплекс для измерения количества газа СГ-ЭКВз-Т2-0,2-250/1,6;
— измерительные трубопроводы до и после счетчика газа (ИТ-1, ИТ-2);
— термометр показывающий ТБ-1Р -1 шт.
— манометр МТИ-1,0 – до 1,0 кгс/см2, кл. точности 1,5 – 1шт.

УУГ запроектирован на базе измерительного комплекса СГ-ЭКВз-Т2-0,2-250/1,6. В состав измерительного комплекса входит счётчик газа TRZ-G160/1,6 (Dу=80 мм, диапазон счётчика: Qmax/Qmin — 1:20) и электронный корректор ЕК – 270 со встроенными датчиками температуры и давления.
Применяемый измерительный комплекс позволяет обеспечить коммерческий учет газа при рабочих и стандартных условиях газа и средневзвешенной удельной объемной теплоты сгорания.
Принцип действия измерительного комплекса основан на одновременном измерении объемного расхода, давления и температуры газа с последующим вычислением, обработкой и архивированием приведенного к стандартным условиям объема газа и параметров потока газа.

Измерительный комплекс обеспечивает:
• периодический опрос и расчет всех параметров потока газа;
• вычисление приведенного к стандартным условиям расхода объема газа;
• отображение на дисплее электронного корректора информации о текущих значениях измеряемых и рассчитываемых параметров (расход, давление, температура);
• дистанционную передачу с помощью модема всех вычисленных и хранящихся в памяти электронного корректора параметров по запросу или заданной программе;
• представление отчетов о нештатных ситуациях, авариях и несанкционированных вмешательствах;
• архивирование основных параметров по трем каналам (Т, Р,Vст);
• объем архива – 9 месяцев при почасовой записи данных;
• отображение измеренных параметров, суточного потребления и максимальных расходов текущего и прошедшего месяца с указанием времени и даты;
• ввод и изменение исходных условий и данных (процедура настройки).

Расход газа при рабочих условиях определяется счётчиком газа TRZ-G160/1,6,
(Dу=80 мм, диапазон счётчика: Qmax/Qmin — 1:20),
— предельное значение относительной погрешности измерения объема газа:
— ±2% в диапазоне расходов: — от Qmin до 0,1 Qmax;
— ±1% в диапазоне расходов: — от 0,1Qmax до Qmax;

Давление газа измеряется датчиком давления. Отбор давления производится непосредственно перед турбинным преобразователем. Электрический сигнал от датчика давления по соединительной линии подается на вход электронного корректора ЕК 270. Предел допустимой относительной погрешности давления газа ±0,4%.
Температура газа измеряется датчиком температуры, который устанавливается в штатном месте (в корпусе счетчика газа) непосредственно после турбинного преобразователя. Электрический сигнал от датчика температуры по соединительной линии подается на вход электронного корректора ЕК-270. Предел допустимой относительной погрешности температуры газа ±0,1%.
Предел допустимой относительной погрешности ЕК-270 при вычислении стандартного объема газа ±0,5%.
Контроль перепада давления на счетчике газа TRZ-G160/1,6, осуществляется по показывающему дифманометру ДСП-80В «Раско». Предел измерений от 0 до 2,5 кПа.
На измерительных участках трубопровода предусмотрена установка показывающих средств измерений — манометра и термометра для визуального контроля параметров потока газа. Показывающие средства измерения устанавливаются в соответствии с требованиями «Правил по метрологии ПР 50.2.019-2006».
Запроектированный измерительный комплекс соответствует требованиям «Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору», согласно разрешению №РРС00-21147,а также на данный комплекс измерения количества газа выдан сертификат соответствия Госстандарту России № РОСС RU.ГБ04.В00755.

Читайте также:  Когда оплачивается установка общедомовых приборах учета

Монтаж измерительных трубопроводов и измерительного комплекса произвести в соответствии с требованиями «Методики измерений с помощью турбинных, ротационных и вихревых расходомеров и счетчиков. ГОСТ Р 8.740 ― 2011» и технической документации на измерительный комплекс.
В проекте предусмотрена установка запорной арматуры с герметичностью затвора не ниже класса А по ГОСТ 9544-93.

Смонтированные участки газопровода окрасить эмалью ХВ 16 по грунтовке ГФ 022, ТУ-6-10-1301-78. Крепления газопроводов выполнить по Серии 5.905-18.05.
Заземление приборов, в т. ч. счетчика, выполнить путем присоединения их гибким проводником к существующему контуру заземления в соответствии с требованиями ПУЭ.
Прокладку соединительных линий между приборами и счетчиком выполнить по месту.
Наладку приборов УУГ выполнить в соответствии с требованиями технической документации на приборы, входящие в состав УУГ.
Значения программируемых параметров электронного корректора ЕК-270 должны быть согласованы с ООО «Газпром межрегионгаз Пенза», с составлением акта ввода параметров.
Ввод в эксплуатацию измерительного комплекса осуществляется комиссией в составе представителей «Поставщика» газа, и «Покупателя» газа с составлением соответствующего акта ввода в эксплуатацию УУГ.
Техническое обслуживание измерительного комплекса в период его эксплуатации производить специализированная организация.

1.3. Мероприятия по обеспечению промышленной безопасности

Общие требования в соответствии ПБ 03-517-02:

— Выполнять требования промышленной безопасности, установленные к эксплуатации опасных производственных объектов законодательными и иными нормативными правовыми актами и нормативными техническими документами, принятыми в установленном порядке

— Допускать к работе на опасном производственном объекте лиц, удовлетворяющих квалификационным требованиям и не имеющих медицинских противопоказаний к указанной работе;

— Назначение ответственного лица за безопасную эксплуатацию опасного производственного объекта;

— Наличие договора со специализированной организацией газового хозяйства на проведение технического обслуживания и ремонта газопроводов и сооружений на них

— Наличие «Планов ликвидации и локализации возможных аварий» при эксплуатации опасного производственного объекта;

— Наличие мероприятий по предотвращению аварийных ситуаций техногенного характера, а также террористических проявлений;

— Планирование и осуществление мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий;

— Обеспечение наличия и функционирования необходимых приборов и систем контроля производственных процессов в соответствии с установленными требованиями

— Наличие и разработка планов и графиков по техническому обслуживанию и ремонту газопроводов, газового и газоиспользующего оборудования (технических устройств), автоматики безопасности и регулирования.

источник

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

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

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

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.

Рис. 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])

источник

Добавить комментарий

Adblock
detector