Меню Рубрики

Установка датчиков давления на счетчик газа

Введение в действие ГОСТ Р 8.740-2011 взамен ПР 50.2.019-2006

По Стандарту длины прямолинейных участков И’Г до и после турбинных и вихревых счетчиков должны быть не менее установленных изготовителем. В Стандарте, в
отличие от Правил, нет требований к прямым участкам в случае отсутствия требований к прямолинейным участкам в документации изготовителя (что практически и не бывает).

По Стандарту, как и по Правилам, прямолинейные участки ИТ до и после ротационного счетчика не требуются, если измерение давления и/или температуры осуществляется в его корпусе. При измерении давления и/или температуры вне корпуса ротационного счетчика при давлении газа более 0,7 МПа требуются прямолинейные участки ИТ длиной не менее 2DN (в зависимости от места установки датчиков — до или после счетчика).

Кроме этого, при измерении давления и/или температуры вне корпуса счетчика любого типа необходимы прямолинейные участки, которые определяются требованиями к установке датчиков давления и/или температуры (эти требования будут рассмотрены ниже).

По Правилам отклонения диаметров счетчика и ИТ должны были соответствовать документации на счетчик. В случае отсутствия требований в техдокументации высота уступа перед счетчиком не должна была превышать 0,5 % внутреннего диаметра счетчика для турбинных и вихревых и 1 % — для ротационных счетчиков; высота уступа после счетчика не должна была превышать 1 % внутреннего диаметра счетчика для турбинных и вихревых и 2 % — для ротационных счетчиков.

По Стандарту средние внутренние диаметры сечений ИТ до и после счетчика, непосредственно примыкающих к нему, должны находиться в допускаемых пределах от Dmin до Dmax, установленных изготовителем счетчика.

Отдельно приведено требование к уступам в месте непосредственного соединения счетчика и ИТ. Если изготовителем не установлены требования к уступам в местах соединения счетчика и ИТ, непосредственно примыкающего к нему, то величина уступа в месте соединения счетчика с ИТ не должна превышать:

— если средний внутренний диаметр сечения ИТ в месте его соединения с счетчиком не менее его условного прохода 0,75(Dmax — DN);

— если средний внутренний диаметр сечения ИТ в месте его соединения со счетчиком менее его условного прохода 0,75(Dmin — DN),

где DN — условный проход счетчика.

Практически, указанное в этих формулах требование означает, что ИТ и счетчик могут иметь в месте их соединения смещение соосности до 0,25(Dmax — DN) или 0,25(Dmin — DN).

9.2.3 Средства измерений давления и их монтаж

В УУГ формуле расчета расхода используется значение абсолютного давления, которое возможно измерить тремя способами:

1) датчик избыточного давления плюс условно-постоянное значение атмосферного давления;

2) датчик абсолютного давления;

3) датчик избыточного давления плюс датчик атмосферного давления.

Достаточно часто, исходя из простоты эксплуатации датчика избыточного давления, используют 1-й способ. Но при использовании этого способа при малых значениях избыточного давления существенно возрастает вклад неопределенности измерения атмосферного давления в суммарную стандартную неопределенность определения абсолютного давления.

В отличие от Правил в Стандарте приведен критерий выбора способа измерения абсолютного давления. Рекомендуется применять способы 2 и 3 в случае нарушения условия:

Рamax, Pamin — наибольшее и наименьшее атмосферное давление в условиях эксплуатации УУГ;

Pmin — минимальное абсолютное давление газа в условиях эксплуатации УУГ;

U’p — относительная расширенная неопределенность измерения абсолютного давления, указанная в п.9.2.1 Стандарта для соответствующего уровня точности измерений.

При выборе способа 3 в Стандарте приведено также условие выбора датчика атмосферного давления:

ра, р, ри — атмосферное, абсолютное, избыточное давление соответственно;

U’ра, U’p, U’pи — относительные расширенные неопределенности измерения атмосферного, абсолютного, избыточного давления соответственно.

В Стандарте рекомендуется в целях минимизации влияния температуры окружающей среды на результаты измерения давления датчики давления устанавливать в помещении или в утепленном обогреваемом шкафу с температурой (20 ±10) °С. Это связано с тем, что даже современные датчики давления чувствительны к температуре окружающей среды, т.е. имеют существенную дополнительную погрешность, связанную с отклонением от 20 °С. Эта погрешность часто не учитывается вообще, а она бывает сравнима с основной погрешностью датчиков давления и может внести существенный вклад в точность измерений расхода УУГ.

Требования Стандарта к местам отбора давления по сравнению с Правилами практически не изменились. Отбор давления, как по Правилам, так и по Стандарту, производят в корпусе счетчика или на прямолинейном участке до или после счетчика на расстоянии от 1DN до 3DN от его корпуса для турбинных и ротационных счетчиков, на расстоянии не более 5DN — для вихревых. В Стандарте введено уточнение при отборе давления на прямолинейном участке ИТ: для любого типа счетчика расстояние от точки отбора до ближайшего местного сопротивления (далее -МС) должно быть не менее 1,5 DN.

В Стандарте изменены требования к внутренним диаметрам соединительных трубок, используемых для отбора давления. Если в Правилах этот диаметр должен был быть от 6 до 15 мм, то в Стандарте — от 3,5 до 38 мм в зависимости от газа (сухой, влажный, загрязненный) и длины трубки.

Читайте также:  Установка поршневых пальцев змз 402

9.2.4 Средства измерений температуры и их монтаж

Требования Стандарта к местам размещения преобразователей температуры (далее -ПТ) по сравнению с Правилами не изменились. Эти места, как по Правилам, так и по Стандарту, должны располагаться в корпусе счетчика или на прямолинейном участке до или после счетчика на расстоянии от 2DN до 5DN от его корпуса для турбинных и ротационных счетчиков, на расстоянии не более 6DN — для вихревых. В Стандарте этот раздел дополнен следующими рекомендациями:

— подключение ПТ к вторичному прибору выполнять по трех- или четырехпроводной схеме;

— применять ПТ, номинальное значение сопротивления которых при О °С не менее 100 Ом.

По Стандарту при установке контрольного ПТ расстояние между контрольным и рабочим ПТ должно находиться в пределах от 0,5DN до 2DN, а угол между осевыми плоскостями ИТ, в которых располагают рабочий и контрольный ПТ, должен быть в пределах (90 +10)°. Если температура окружающей среды в процессе эксплуатации счетчика может отличаться от температуры измеряемого газа более чем на 40 °С, то Стандарт рекомендует теплоизолировать корпус счетчика и участки ИТ.

9.2.8 Средства обработки результатов измерений

В Стандарте конкретизированы требования к вычислителям газа. В частности, как уже отмечалось выше, в п.9.2.1 в табл.7 Стандарта приведены требования к неопределенности измерений давления, температуры, плотности и объемного расхода газа при рабочих условиях. Для выполнения этих требований вычислитель должен обеспечивать соответствующую точность каналов преобразования входных сигналов и алгоритмов вычислений. Дисплей вычислителя должен иметь не менее 8-ми знакомест. Вычислитель должен иметь как минимум архив результатов вычислений осредненных параметров газа, архив регистрации нештатных ситуаций и архив изменений параметров конфигурирования. При этом глубина часовых архивов должна быть не менее 45 суток. Вычислитель должен иметь энергонезависимую память архивов и параметров конфигурирования.

9.3 Требования к дополнительным средствам измерений

9.3.1 Средства измерений перепада давления

В Стандарте в этом разделе подробно описаны требования к выбору и монтажу датчиков перепада давления, устанавливаемых на струевыпрямителях, фильтрах, устройствах очистки газа и счетчиках.

Рекомендуется, чтобы относительная расширенная неопределенность измерений перепада даезления на фильтрах и устройствах очистки газа не превышала 5 %, на счетчиках (турбинных и ротационных) — 2,5 %. Верхний предел датчика перепада выбирается равным не менее, чем 1,5 от потери давления при максимальном расходе.

Датчики перепада давления на ротационном счетчике подключают к штатным штуцерам отбора давления, расположенным на его корпусе, если это предусмотрено его конструкцией, или к штуцерам отверстий, размещенных на ИТ на расстоянии от 1DN до 3DN
перед и после РСГ. Для турбинных счетчиков отверстия для отбора должны быть размещены на трубопроводе на расстоянии от 1DN до 3DN до и после счетчика.

Допускается подключать СИ перепада давлений к соединительной трубке отбора давления, если отверстие для отбора давления расположено на ИТ.

10. Подготовка к измерениям

В Стандарте для T-пересчета приведено максимальное отклонение, при котором необходимо корректировать условно-постоянные значения абсолютного и атмосферного давления.

Условно-постоянное значение абсолютного давления корректируют, если отклонение абсолютного давления газа от значения, принятого условно-постоянным, выходит за пределы ±0,01р U’р. Условнопостоянное значение атмосферного давления корректируют, если отклонение атмосферного давления газа от значения, принятого условно-постоянным, выходит за пределы ±0,003pU’p.

источник

Приборы под брендом РАСКО для контроля перепада давления на счетчиках газа

Котельные и ТЭЦ, использующие в качестве топлива природный газ, получили широкое распространение. Это связано с тем, что природный газ, по сравнению с другими видами топлива, имеет ряд преимуществ. Основные из них — это высокая теплота сгорания, удобство управления подачей газо-воздушной смеси, отсутствие шлака, низкая степень загрязнения атмосферы. По данным [1] из более чем 73 тыс. котельных, действующих в системах централизованного теплоснабжения в России в 2013 году, на природном газе работало 60,2%. В целом по России 20% теплоэлектроцентралей в 2012 и 2013 годах использовали твердое топливо и 76% — природный газ. Объем потребляемого газа существенный и имеет тенденцию к дальнейшему росту. Поэтому важной задачей является учет потребления газа и обеспечение баланса на границах ответственности поставщиков и потребителей.

В настоящее время для учета объема прошедшего газа применяются преимущественно турбинные, ротационные и вихревые счетчики газа. Принцип действия турбинных и вихревых счетчиков газа основан на измерении скорости потока, которая при известном значении площади проточной части позволяет вычислить расход и, соответственно, за заданный промежуток времени объем протекающего газа. В ротационных счетчиках газа объем прошедшего газа определяется как объем, заключенный между лопастями ротора и корпусом счетчика, переносимый за один оборот ротора, умноженный на количество оборотов. Однако с течением времени метрологические характеристики счетчиков газа, подтвержденные поверкой при выпуске из производства, могут изменяться относительно своих первоначальных значений. Это связано с тем, что в измеряемом газе содержатся, в той или иной степени, различные загрязнения в виде продуктов смазки компрессоров, сальниковой набивки запорной арматуры, смолы, парафины, продукты коррозии и другие посторонние частицы. В процессе эксплуатации эти загрязнения откладываются на стенках счетчиков, лопатках турбин, «телах обтекания» вихревых счетчиков, изменяя площадь сечения и эпюру скоростей, попадают в подшипники и торцевые зазоры ротационных счетчиков, приводя к уменьшению или увеличению частоты вращения роторов и турбинок. В результате градуировочные характеристики смещаются относительно своих первоначальных значений. В отдельных случаях при взаимодействии с попавшими в проточный тракт прибора посторонними включениями (сварочный град, «забытые» болты и гайки и др.) возможно повреждение турбинок, роторов, тел обтекания. Это приводит к увеличению (в последнем случае — резкому) погрешности измерения сверх предельно допустимых значений.

Читайте также:  Установка коронок при одноэтапной установке имплантов

Для постоянного контроля за состоянием приборов учета газа и своевременного выявления подобных ситуаций стандартом РФ ГОСТ Р 8.740-2011 «РАСХОД И КОЛИЧЕСТВО ГАЗА. МЕТОДИКА ИЗМЕРЕНИЙ С ПОМОЩЬЮ ТУРБИННЫХ, ВИХРЕВЫХ И РОТАЦИОННЫХ РАСХОДОМЕРОВ И СЧЕТЧИКОВ» предписано обеспечить контроль (п.9.3.1.1) технического состояния турбинных и ротационных расходомеров-счетчиков (РСГ), устройств для очистки газа (УОГ), устройств подготовки потока (УПП) и струевыпрямителей путем контроля потерь давления, обусловленных их гидравлическим сопротивлением. Если с течением времени в процессе эксплуатации перепад давлений на счетчике более чем на 50% превысит допускаемое значение, то произошло или засорение проточной части, или загрязнение, или износ подшипников счетчика, либо имеется иной дефект, приводящий к торможению его подвижных частей. В этом случае должны быть проведены работы по техническому обслуживанию счетчика или его ремонту.

Контроль перепада давлений должен проводиться с помощью сертифицированных средств измерений (СИ), прошедших Государственные испытания для целей утверждения типа, и иметь отметку о калибровке или поверке органами Государственной метрологической службы.

Технические требования к приборам контроля разности (перепада) давлений вытекают из требований, предъявляемых к счетчикам газа. Основными техническими характеристиками являются: пределы измерения разности давлений; погрешность измерения; максимально допустимое статическое давление газа; температурный диапазон; устойчивость к вибрации и ударам; минимальные масса и габариты.

Для определения верхних пределов измерения разности давлений воспользуемся данными [2], согласно которым допустимое значение разности давлений (ΔP) на счетчике для конкретных рабочих условий рассчитывают по формуле:

где:
∆Рр — перепад давления на счетчике, определенный из графика, приведенного в эксплуатационной документации на конкретный счетчик, Па; P=Pизм+Pа — абсолютное давление газа при конкретных рабочих условиях, Па.; Pизм — измеренное избыточное давление, Па; Pа — атмосферное давление, Па; Рр — значение давления газа, для которых регламентированы потери давления (для которых построены графики) Рр= 0,1МПа (1 кГс/см 2 ); ρс — значение плотности измеряемого газа при стандартных условиях, кг/м 3 ; ρср — значение плотности газа при стандартных условиях, для которого регламентированы потери давления (для которых построены графики), для воздуха ρср=1,29 кг/м 3 ; Q — расход газа при конкретных рабочих условиях, м 3 /ч; Qр — расход газа, для которого регламентированы потери давления, м 3 /ч.

Поскольку перепад давления ∆Рр определяется по графику перепада давления при значении Qр= Q, то соотношение Q /Qр в формуле (1) принимается равным 1.

Верхний предел измерения (ВПИ) средства измерения перепада давления выбирают равным наименьшему значению из стандартного ряда, удовлетворяющему следующему условию

ВПИ ≥ 1,5 ∆pmax, где ∆pmax — потери давления, соответствующие максимальному расходу газа в условиях эксплуатации.

Согласно ГОСТ Р 8.740-2011 относительная расширенная неопределенность измерений (при коэффициенте охвата 2) для турбинных и ротационных РСГ не должна превышать 2,5%.

Как правило, счетчики газа устанавливают во входном трубопроводе, где избыточное давление газа может составлять от 0,4 до 1,6 МПа. Это связано со стремлением потребителей минимизировать применяемые счетчики газа по диаметру условного прохода и, соответственно, по цене. Средства измерения перепада давлений должны выдерживать статическое давление газа — до 1,6 МПа в диапазоне рабочих температур измеряемой среды от — 30 до +60 о С и окружающей среды от — 40 до +60 о С.

Для обеспечения монтажа в шкафных газовых установках для редуцирования газа типа ГРПШ, крышных котельных, пунктах учета расхода газа ПУРГ применяемые средства измерения должны быть компактны, иметь минимальную массу и габариты, обеспечивать удобство монтажа, а также демонтажа средства измерения для поверки или замены (при выходе из строя) без отключения подачи газа.

Применяемые средства измерения должны выдерживать вибрации и удары характерные для условий эксплуатации счетчиков газа.

В настоящее время для контроля перепада давления на счетчиках газа широко используются стрелочные дифманометры ДСП-80В-РАСКО. Они просты по принципу действия, не требуют электропитания для своей работы, выпускаются в виде моноблочной конструкции, объединяющей прибор и 3-х вентильный блок, и имеют невысокую стоимость. К недостаткам указанного прибора следует отнести отсутствие дистанционной передачи и архивирования результатов измерения. На данный момент их изготовлено и находится в эксплуатации более 32 тысяч штук.

Читайте также:  Установка принтера эпсон л 222

На основании более, чем 10-летнего опыта эксплуатации серийно выпускаемого дифманометра ДСП-80В-РАСКО , с целью улучшения метрологических характеристик приборов подобного типа и обеспечения дистанционной передачи информации разработан и запущен в производство электронный преобразователь разности давлений ПДД-РАСКО, показанный на рис. 1. Этот прибор призван дополнить, а в технически обоснованных случаях заменить дифманометр ДСП-80В-РАСКО. Кроме того, в последние годы появился целый ряд электронных датчиков и преобразователей перепада давления различных производителей, например, ДДМ-03-МИ, ОВЕН ПД200, МЕТРАН-150 и ряд других.

В таблице 1 приведены сравнительные характеристики указанных приборов с учетом требований ГОСТ Р 8.740-2011.

Параметры Наименование
ДСП-80В-РАСКО ПДД-РАСКО ДДМ-03-МИ ОВЕН ПД-200 Метран-150
Верхний предел измерения, кПа от 1 от 0,25 от 0,25 от 7 от 0,025
Погрешность, % ± 1,5 ± 0,25; 0,5; 1,0 ± 0,5; 1,0 ± 0,1; 0,25 ± 0,075; 0,2
Выходной сигнал нет 4-20 мА;
0-5 и 0-2 В
RS-485
4-20 мА 4-20 мА
HART
4-20 мА
HART
Рабочее давление, МПа 1,6 1,6 1,2 до 13 до 25
Наличие релейного выхода нет да нет нет нет
Взрывозащищенное исполнение не требуется да да да да
Стоимость совместно с вентильным блоком* низкая ниже средней средняя высокая очень высокая

Приведенные данные взяты из официальных каталогов и прайс-листов предприятий-изготовителей

Из таблицы видно, что, например, стоимость датчика перепада давления МЕТРАН-150 самая высокая. Получается, что цена прибора, который должен контролировать техническое состояние счетчика газа, соизмерима с самой стоимостью турбинных счетчиков газа TRZ и СГ16МТ, имеющих диаметры условного прохода Ду-50. Возникает вопрос — насколько обосновано применение указанных приборов? Из требований стандарта ГОСТ Р 8.740-2011 этого не вытекает.

Как следует из таблицы, одним из наиболее рациональных вариантов решения задачи контроля перепада давлений на счетчиках газа по совокупности технико-экономических показателей, обеспечивающих выполнение в полном объеме требований ГОСТ Р 8.740-2011, является применение в указанных целях новой разработки ‒ преобразователя разности давлений ПДД-РАСКО.

Рис. 1. Преобразователь разности давлений ПДД-РАСКО

Прибор представляет собой моноблочную конструкцию, состоящую из трехвентильного и измерительного блоков из нержавеющей стали и вычислительного блока. Измерительный блок предназначен для преобразования измеряемого давления в электрический сигнал посредством встроенного резистивного сенсора. В блоке вычисления полученный от измерительного блока электрический сигнал преобразуется с помощью АЦП в цифровой, который обрабатывается микроконтроллером и поступает на выход преобразователя и на индикацию. На лицевой панели вычислительного блока расположены ЖКИ дисплей и кнопки управления.

Конструктивные особенности:
— современная моноблочная конструкция с вентильным блоком;
— низкие пределы измерения от 0,25 кПа;
— выходной сигнал токовый 4-20 мА или напряжения 0-5 и 0-2 В;
— ЖКИ дисплей с индикацией текущего значения давления;
— цифровой интерфейс RS-485;
— до 2-х релейных сигнализирующих выходов типа «открытый коллектор»;
— взрывозащищенное исполнение вида Ех «искробезопасная электрическая цепь».

Технические характеристики преобразователя разности давлений ПДД-РАСКО представлены в таблице 2.

Наименование параметра Значение
Рабочая среда газообразные, неагрессивные, не кристаллизующиеся среды
Пределы измерений, кПа +0,25; +0,4; +0,6; +1,0; +1,6; +2,5; +4; +6; +10; +16; +25; +40
Класс точности 0,25; 0,5; 1,0
Предельно допустимое избыточное давление, МПа 1,6
Температура измеряемой среды, ºС -40 . +125
Климатическое исполнение УХЛ** 3.1 (-45 . +80 ºС); У2 (-50 . +45 ºС)
Напряжение питания, В 9 . 36
Электрические параметры сигнализирующего устройства:
— напряжение постоянного тока, В 24
— ток, А 0,1
Степень защиты IР65
Масса прибора, кг, не более 3,1

Преобразователь разности давлений ПДД-РАСКО зарегистрирован в Государственном реестре СИ № 73013-18. Межповерочный интервал — 4 года.

Из представленных технических характеристик видно, что преобразователь разности давлений ПДД-РАСКО может с высокой степенью точности в широком диапазоне расхода контролировать перепад давления на счетчиках газа и различных газовых устройствах. Наличие токового и цифрового выходов позволяют подключать прибор к входам корректоров и вычислителей, входящих в состав узла учета газа, а также передавать информацию о перепаде давления с возможностью ее вывода на дисплей и записи в архив для хранения данных. Это дает возможность не только контролировать техническое состояние счетчика газа в данный момент времени, но и отследить тенденцию его изменения.

Новый преобразователь разности давлений ПДД-РАСКО в полной мере отвечает требованиям стандарта РФ ГОСТ Р 8.740-2011 и его можно рекомендовать для контроля за состоянием не только приборов учета газа, но и газовых фильтров и струевыпрямителей.

1. Дышим полной грудью: что выбрасывают из труб теплоэлектростанции и котельные. — Журнал «Экология и право», № 59, 2015 г.

2. ГОСТ Р 8.740-2011 «РАСХОД И КОЛИЧЕСТВО ГАЗА. МЕТОДИКА ИЗМЕРЕНИЙ С ПОМОЩЬЮ ТУРБИННЫХ, ВИХРЕВЫХ И РОТАЦИОННЫХ РАСХОДОМЕРОВ И СЧЕТЧИКОВ»

источник

Добавить комментарий

Adblock
detector