книги / Расходомеры и счетчики газа, узлы учета

нии погрешности на 1 % , но это нежелательное сокращение, не допускаемое стандартом ИСО [1].

Сокращать длину в три раза можно для технологического кон­ троля. В коммерческих узлах учета разрешается сокращать в два раза только один из упомянутых трех участков, чтобы дополни­ тельная погрешность не превысила ±0,5 %. Не обязательно стро­ го соблюдать указанные в табл. 1.2 длины прямолинейных участ­ ков, необходимо, чтобы сумма длин первого и второго участков перед СУ была равна или больше суммы двух длин.

При проектировании измерительного трубопровода ИТ следует иметь в виду основные требования ГОСТ 8563-97 [1, 2] для стан­ дартных СУ, РД 50-411-83 [7] для специальных СУ, МИ 2355-95 [20] для осредняющих трубок и документов завода-изготовителя применяемых устройств, так как несоответствие документации влечет за собой браковку ИК органами Росстандарта. Следует соблюдать следующие требования к ИТ [1,2]:

1)ИТ может быть составным с помощью фланцев или сварки;

2)на расстоянии 22) от СУ трубопровод должен быть круглым, иметь внутренний диаметр 2), отличающийся от среднего в четырех диаметральных направлениях не более чем на ±0,3 % в трех сечениях: перед СУ, на длине 0,252) и 0,5D для углового способа отборов. Не должно быть уступов на длине 2D более 0,3 % от D перед СУ и 1 % от П за СУ, а диаметр за СУ может отличаться от

°с р на 3 % ;

3)на длине 2D не должно быть внутренних сварных швов;

4)расстояние от СУ до первого местного сопротивления, рассто­ яние между первым и вторым сопротивлением, расстояние за СУ должны быть не менее указанных в табл. 1.2, чтобы не иметь дополнительных погрешностей измерения (допускаемая погреш­ ность не более ±0,5 %);

5)на расстоянии более 0,52) от отверстия отборов давления следует располагать дренажные отверстия d < 0,082) для удаления

влаги и грязи;

6)соединения СУ должны давать возможность ревизовать их, убирать осадки на расстоянии до 102) перед СУ и 42) за СУ, не выступать внутрь трубопровода (уплотняющие прокладки и края кольцевых камер СУ);

7)регулирующую задвижку рекомендуется устанавливать пос­ ле СУ.

ВРоссии применяют в основном угловой способ отбора перепада давлений у самого СУ. Изредка применяют фланцевый отбор — на расстоянии 25,4 мм перед и за СУ и трехрадиусный отбор — перед СУ 12) и за СУ 0,52). Эти случаи рассмотрены в работах [1, 2, 9].

Если перед СУ прямой участок трубопровода более 442) или у СУ большая относительная площадь (З2 = сг/2)2, тогда можно приме­ нить струевыпрямитель, рекомендуемый стандартами [1, 2].

Соединительные трубки от СУ к дифманометру должны быть

свнутренним диаметром d > 6 мм (рекомендуется 13 мм) и дли­

111

ной до 16 м. В ГОСТах [1, 2] допускаются и более длинные трубки, если это не влияет на измерения. Разъединительные краны долж­ ны быть равнопроходными, иметь d > dTp и устанавливаться ря­ дом с ИТ. Наклон трубок должен быть более 1 : 12, их проводят рядом, чтобы не возникала между ними разница температур, и теп­ лоизолируют. Если в измеряемой среде содержится влага, то в нижней точке соединения трубок помещают отстойные камеры. При конденсирующихся газах и парах применяют конденсацион­ ные сосуды. Схемы подключения в разных случаях дифманометров к СУ даны в стандартах [1, 2]. Рядом с дифманометром распо­ лагают присоединительные, продувочные и уравнительные краны (для проверки нуля измерений).

К установке манометрических и термометрических приборов предъявляют следующие требования. Вместе с СУ в ИТ устанавли­ вают датчики давления и температуры для вычисления количе­ ства газа. Допускается по стандартам [1, 2] присоединение мано­ метра к плюсовой соединительной трубке дифманометра непосред­ ственно у СУ.

Для измерения абсолютного и избыточного давления необходи­ мо зафиксировать в документации разность высот установки СУ и средства измерения давления. Барометрическое и (или) избыточ­ ное давления могут быть приняты за условно-постоянные величи­ ны при выполнении требований, установленных ГОСТом [2].

Термометр устанавливают непосредственно или в гильзу, а его чувствительный элемент должен погружаться в ИТ на глубину (0,3-5-0,7)1) д л я газа и (0,5*0,7)П для пара.

Измерение температуры (термодинамическая Т = 273,15 + t) проводят в проточной части ИТ, предпочтительно за СУ на рассто­ янии от 5 до 151). Термоизолируют участок ИТ на длине 5D перед и за СУ до термометра для диафрагм и сопел и 0,5D для труб Вентури.

Расстояние от СУ до термометра перед ним выбирают по табл. 1.2. Наилучшим является радиальное расположение термо­ метра, но в ГОСТе [2] (п. 6.37) приведены и схемы наклонного расположения в колене и в расширителе.

Турбинные расходомеры требуется устанавливать после прямо­ линейных участков длиной не менее 50, а за расходомером должен быть прямой участок длиной О, а у некоторых моделей — 2D.

Вихревым расходомерам требуются более длинные прямые уча­ стки, например: перед ДРВ1 требуется 10D, а за ним — 50.

Для ультразвуковых расходомеров «Гобой-1», ротационных и мембранных расходомеров прямые участки не требуются, также для кариолисовых «Маек» и некоторых других.

В технических описаниях любых расходомеров и счетчиков ука­ зывают условия монтажа, которые должны выполняться.

Места установки манометрических и термометрических прибо­ ров при использовании различных типов расходомеров оговарива­ ются в технической документации к ним. Например, у турбинных расходомеров «Марс» и СГ-16(75) датчики давления и температу­

112

ры монтируются на их корпусах. Так же и в корпусах ротацион­ ных счетчиков имеются отверстия для отбора давления изнутри.

Для определения компонентного состава контролируемой среды применяют хроматографы любых типов, не изменяющие состав этой среды. При отборе проб руководствуются требованиями 6.4.2.2 ГОСТ 8.563. Компонентный состав определяют в соответствии с требованиями ГОСТ 23781, ГОСТ 10679.

Для определения влажности газа применяют влагомеры любого типа, измеряющие температуру конденсации паров влаги (темпера­ туру точки росы), массовое и объемное содержания водяных паров в единице объема контролируемого газа. При отборе проб руковод­ ствуются требованиями 6.4.2.2 ГОСТ 8.563. Влажность природ­ ных газов определяют в соответствии с требованиями ГОСТ 20060 [41].

Для определения плотности при стандартных условиях, состава и влажности газа пробы рекомендуется отбирать из одной точки. Если во время измерений этих параметров при работе автомати­ ческих устройств наблюдают их взаимное влияние, то точки отбо­ ра проб разносят на расстояние, исключающее это влияние.

В зависимости от условий измерений расхода и решаемого урав­ нения вычислительные устройства должны автоматически учиты­ вать действительные значения необходимых параметров. Допуска­ ется применять вычислительные устройства, решающие уравнения расхода и количества контролируемой среды, отличные от приве­ денных в А.1 ГОСТ 8.563. При вычислении расхода и количества контролируемой среды допускается применение упрощенных рас­ четных формул. Дополнительную погрешность вычислительного устройства от введенных упрощений определяют относительно урав­ нений, приведенных в стандартах. Для повышения точности изме­ рений допускается сужение диапазона изменения входных сигна­ лов. При этом диапазон изменения входных сигналов должен со­ ответствовать диапазону изменения контролируемых параметров.

Вычислительное устройство должно отвечать требованиям 6.1.4 и 6.1.6 ГОСТ 8.563. При использовании вычислительного устрой­ ства в качестве счетчика с индикацией количества среды регистра­ ция результатов измерений параметров среды и результатов вы­ числений необязательна [2].

Перед измерениями проверяют:

соответствие прямых участков ИТ в ИК с СУ требованиям разд. 7 ГОСТ 8.563.1 (эту проверку проводят один раз перед пус­ ком в эксплуатацию измерительного комплекса ИК);

соответствие монтажа соединительных и заборных трубок тре­ бованиям разд. 6 (эту проверку проводят один раз перед пуском в эксплуатацию измерительного комплекса);

соответствие конструкции СУ одному из разд. 8, 9, 10 ГОСТ 8.563.1 (эту проверку проводят периодически через установ­ ленные межповерочные интервалы времени);

113

соответствие монтажа средств измерений параметров потока монтажно-эксплуатационной документации (эту проверку прово­ дят один раз перед пуском в эксплуатацию);

соответствие условий проведения измерений требованиям доку­ ментации (эту проверку проводят не реже одного раза в год);

соответствие применения СУ граничным условиям, приведен­ ным в ГОСТ 8.563.1 (эту проверку проводят не реже одного раза в год).

Кроме того, проверяют герметичность всех узлов соединений, в которых находится среда. Утечка среды не допускается. Эту проверку проводят ежемесячно.

4.5. УЗЛЫ УЧЕТА ГАЗА, ИХ ПРОЕКТИРОВАНИЕ,

МОНТАЖ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ

Узел учета — комплект средств измерений и устройств, обеспе­ чивающих учет количества газа, а также контроль и регистрацию его параметров. Монтаж и эксплуатацию узлов учета проводят в соответствии с требованиями Госстандарта России [40].

На узле учета с помощью средств измерений должны опреде­ ляться:

время работы; расход и количество газа в рабочих и стандартных условиях;

среднечасовые и среднесуточные температуры газа; среднечасовые и среднесуточные давления газа.

Современные вычислители (корректоры), входящие в измери­ тельные комплексы, — это средства измерений, осуществляющие обработку, хранение, отображение информации о перечисленных выше величинах.

Рассмотрим состав узла учета на примере контроля параметров с помощью корректора СПГ-741 с тахометрическим датчиком рас­ хода.

В состав узла учета входят система трубопроводов, основное оборудование и средства измерений, состав и размещение которых объединено понятием «схема потребления» (СП). Корректор СПГ741 обслуживает семь СП, которым присвоены порядковые номера от 0 до 6. Примеры схем приведены на рис. 4.16.

Оборудование и датчики в пределах каждой схемы условно раз­ биты на группы: ТР1 и ТР2, в которые входят элементы, относя­ щиеся соответственно к первому и второму трубопроводам, и ОБЩу содержащую общие для всей схемы элементы (рис. 4.16, а).

Приведенные на рисунках схемы являются базовыми — состав и расположение их элементов могут быть в определенных преде­ лах изменены.

Расположение датчика р1 {и р2), показанное на рис. 4.16, соот­ ветствует варианту отбора (измерения) давления непосредственно в зоне крыльчатки датчика объема. Альтернативным является

114

о)

Группа ТР1

Рис. 4.16. Схемы потребления: а — обобщенная; б — модифицированная СП-б (Pj—р4 — датчики давления; Арг—Ар3 — датчики перепада давления; рб — датчик барометрического давления; tl—13 — датчики температуры; Qpl, Qp2 — датчики объема; Ф — фильтр; рД1, рД2 — регуляторы давления; V — объемные расходомеры)

вариант, когда датчик давления устанавливается перед датчиком объема, однако это возможно только в схемах, где предусмотрено измерение перепада давления на последнем. Выбор способа отбора давления осуществляется при описании параметров датчиков Qpl и Qp2 в базе настроечных данных.

115

Также при описании параметров можно логически исключить из выбранной схемы потребления любые датчики, входящие в со­ став групп ТР1 и ТР2. В этом случае независимо от того, установ­ лены они фактически или нет, в расчетах будут использоваться так называемые константы соответствующих исключенным дат­ чикам параметров.

Сказанное относится и к датчику барометрического давления из группы ОБЩ. Остальные датчики этой группы также могут быть исключены из выбранной схемы, однако соответствующие им параметры не имеют констант, поскольку не входят ни в какие расчетные формулы. В силу последнего обстоятельства элементы группы ОБЩ могут располагаться на любых участках трубопрово­ дов, что проиллюстрировано на рис. 4.16, б для одной из возмож­ ных модификаций схемы СП-6.

Перепады давлений на показанных схемах потребления изме­ ряют в целях определения загрязнения фильтра, неисправности датчика расхода, т. е. по потерям давления на арматуре и прибо­ рах. Это относится к узлам учета с другими видами расходомеров,

втом числе с СУ. Давления и температуры, как правило, измеряют

вцелях приведения расхода к стандартным условиям и для тех­ нологического контроля. Иногда требуется измерить разность тем­ ператур [35, 36].

Современные узлы учета оснащаются микропроцессорными вы­ числителями (корректорами) объема газа, к которым также подсо­ единяются для контроля и обработки сигналов все показанные датчики. Таким образом, вычислитель является базой измерительно­ информационной системы узла учета и позволяет объединять узлы учета в информационную сеть.

Необходимо отметить, что некоторые фирмы производят узлы учета газа как целостное изделие. Для примера ниже приведены схема (рис. 4.17) и технические характеристики (табл. 4.2) узла учета УПГ-М ОАО «Сигнал» (г. Энгельс), в который входит изме­ рительный трубопровод ИТ с СУ и обогреваемый шкаф с измери­ тельной аппаратурой (на схеме не показан манометр). На этом примере показано применение струевыпрямителя в ИК с СУ.

Далее описан и другой узел — пункт учета расхода газа с ком­ плексом СГ-ЭК.

ВСанкт-Петербурге используется информационная сеть, к ко­ торой отдельные узлы учета разных потребителей подключены че­ рез модемы к телефонной сети, и информация получается ежеднев­ но [49].

Узел учета УПГ-М применяют на газораспределительных стан­ циях магистральных трубопроводов, промышленных предприятий и объектов коммунального хозяйства для коммерческого учета и регистрации расхода и количества потребляемого природного газа. УПГ-М обеспечивает в соответствии с техническими характеристи­ ками измерение, расчет и индикацию количества, расхода, текущих значений давления и температуры газа, перепада его давления на

116

562 545

Т

6

Рис. 4.17. Схема прямого участка ИТ газа с УПГ-М:

1 — струевыпрямитель; 2 — измерительный трубопровод (ИТ); 3 — сужающее устройство (диафрагма); 4 — клеммная коробка; 5 — нагреватель стерморегулятором; 6 — комплексный датчик сизмерительно-вычислительнымблоком; 7— обогреваемый термошкаф;8 — вентильный блок; 9 — термометрсопротивления

диафрагме, а также индикацию, архивирование и возможность ди­ станционного съема информации по интерфейсу RS-232.

Метрологическую аттестацию узла осуществляет предприятиеизготовитель.

При заказе узла учета варианта УПГ-М-И конкретные парамет­ ры определяются по опросному листу, заполненному заказчиком. Пример условного обозначения при заказе с электронагревателем:

УПГ-50МТ-3-400,

здесь Т указывает на наличие электронагревателя. Узел учета УПГ-М-И внесен в реестр Госстандарта.

Пункт учета расхода газа ПУРГ-ЭК с измерительным комплек­ сом учета газа СГ-ЭК, выпускаемый ОАО «Газаппарат» при техни­ ческом содействии ЗАО НПФ «РАСКО» (Москва), обеспечивает установку узла учета на открытой площадке и коммерческий учет потребляемого газа в широком диапазоне температур. Предназна­ чен для учета (в том числе при коммерческих операциях) приве­ денного и рабочего объемов природного газа и других одно- и мно­ гокомпонентных газов, неагрессивных к материалам деталей, со­ прикасающихся с измеряемой средой (по ГОСТ 5542-87).

Состоит из шкафной установки, внутри которой размещены: измерительный комплекс СГ-ЭК, состоящий из турбинного счетчи­ ка газа СГ-16М, электронного корректора объема газа ЕК-88/К со встроенным датчиком абсолютного давления и датчика темпера­ туры (термометра сопротивления Pt-ЮО), вмонтированного в корпус счетчика газа; фильтр; обводная линия (байпас); запорная армату­ ра; взрывобезопасный электронагреватель или газовая горелка.

о	117
^2518

118

Т а б л и ц а 4.2

Технические характеристики узлов учета газа УПГ-М

Тип узла

УПГ-50М-3-400 УПГ-50М-3-600 УПГ-50М-3-800 УПГ-50М-3-1000 УПГ-50М-6-400 УПГ-50М-6-600 УПГ-50М-6-800 УПГ-50М-6-1000 УПГ-50М-12-600 УПГ-50М-12-800 УПГ-50М-12-1000 УПГ-50М-И

УПГ-80М-И

УПГ-80М-3-2500 УПГ-80М-3-4000 УПГ-80М-3-6000

Диаметр	Рабочее
условного	давление, Р ,
прохода Яу,	МПа

мм(кгс/см2)

0,3 (3)

0,6 (6)

50

1,2 (12)

По опросному листу

	Измеряемый расход, нм3/ч
Номинальный		Минимальный
®nom		0,050
		,	ч(п0т
400		40	20
600		60	30
800		80	40
1000		100	50
400		40	20
600		60	30
800		80	40
1000		100	50
600		60	30
800		80	40
1000		100	50

По опросному листу до 6300

По опросному листу до 16 000

	2500	250	125
0,3 (3)	4000	400	200
	6000	600	300

Длина замер­

Высота узла,

ной линии, L, Масса, кг Я, мм

мм

2751

1320

105

1

119

УПГ-80М-6-2500	80		2500
УПГ-80М-6-4000		0,6 (6)	4000
УПГ-80М-6-6000			6000
УПГ-80М-12-2500			2500
УПГ-80М-12-4000		1,2 (12)	4000
УПГ-80М-12-6000			6000
УПГ-ЮОМ-И	100
УПГ-150М-И	150	По
УПГ-200М-И	200	опросному
		листу
УПГ-250М-И	250

I

250	125	4180	1355	140
400	200
600	300
250	125
400	200
600	300
По опросному листу		5180	1375	1600
до 25 000
По опросному листу		7714	1440	270
до 63 000
По опросному листу		10 395	1495	665
до 100 000
По опросному листу		13 024	1565	1160
до 160 000

П р и м е ч а н и е . Общими для всех типов узла УПГ-М являются следующие параметры: диапазон рабочих температур от -40 до +50 °С; относительная погрешность измерения расхода в диапазоне температур от -40 до + 50 °С не более 1,5 %; предельное рабочее давление 1,6 МПа; срок службы 10 лет; межповерочный интервал 2года; гарантийный срок 12мес. со дня установки, но не более 18 мес. от даты изготовления.

Т а б л и ц а			4.3
Техническая характеристика пункта учета расхода газа ПУРГ-ЭК
Параметр				СГ-ЭК-100	СГ-ЭК-200	СГ-ЭК-400	СГ-ЭК-800 СГ-ЭК-1000		СГ-ЭК-1600
									(2500)
Рабочая			тем-			-40...+50
пература, еС						-20...+50
Температураиз-
меряемой		среды,
•С						0,0012-1,2
Рабочее давле­
ние, МПа						1:20
Диапазон изме-
рения Qmax/Qmin				50	80	80	100	150	200
Условный про­
ход счетчика, мм				10-100	20-200	20-400	40-800	50-1000	80-1600
Пределы изме­
рения	объемного								(125-2500)
расхода при рабо­
чих условиях, м3/ч
Система			обо-	Электрическая				Газовая
грева шкафа
Погрешностьиз­
мерения		объема
газа, приведенного
к нормальным ус­
ловиям	в	диапа­
зоне расходов,%:						±1,5
от ° '2«тах Д°
Q,Ш1П
0Т	«min ДО					±2,5
0,2Qr
	max				1,25			1,9
Мощность			на­
гревателя, кВт, не
более				1260x620x1620				3000x1050x2000
Габаритныераз­
меры шкафа, мм
Масса,кг,небо­				360		385		1000
лее

Принцип действия СГ-ЭК рассмотрен в п. 4.2. Кроме того, этот измерительный комплекс выполняет следующие функции:

дистанционную передачу с помощью модема (не входящего в состав комплекса) всех вычисленных, введенных и хранящихся в памяти ЕК-88/К параметров по запросу или заданной программе;

периодический вывод технологических данных на принтер; представление отчетов о нештатных ситуациях, авариях и не­

санкционированных вмешательствах; архивирование основных параметров по четырем каналам (Р, Г,

У , Уст) (объем архива 6 мес. при почасовой записи данных). Электропитание комплекса СГ-ЭК осуществляется от двух ли­

тиевых батарей со сроком службы не менее 5 лет или от внешнего

120