Особенности измерений расхода газа при коммерческом и технологическом учёте – ООО”ПКФ Газаппарат”

Особенности измерений расхода газа при коммерческом и технологическом учёте - ООО"ПКФ Газаппарат" Анемометр

6 Основные уравнения для определения
количества газа

6.6.1
Количество газа (Vс, Vo, m), прошедшего по ИТ за определенный период времени т, с использованием
информации о приращении объема газа, получаемой от УЗПР, рассчитывают по
следующим уравнениям:

Особенности измерений расхода газа при коммерческом и технологическом учёте - ООО"ПКФ Газаппарат";                                 (6.17)Особенности измерений расхода газа при коммерческом и технологическом учёте - ООО"ПКФ Газаппарат";                                                                                                    (6.18)Особенности измерений расхода газа при коммерческом и технологическом учёте - ООО"ПКФ Газаппарат",                         (6.19)

где DVоi- приращение объема газа за интервал времени
осреднения параметров газа.

6.6.2
Количество газа (Vс, Vo, m), прошедшего по трубопроводу за определенный период времени t, с использованием информации о расходе газа
при рабочих условиях, получаемой от УЗПР, рассчитывают по следующим уравнениям:

– при
дискретном интегрировании функций во времени t с интервалами дискретизации
Dti:

Особенности измерений расхода газа при коммерческом и технологическом учёте - ООО"ПКФ Газаппарат";                       (6.20)Особенности измерений расхода газа при коммерческом и технологическом учёте - ООО"ПКФ Газаппарат";                                                                                                (6.21)Особенности измерений расхода газа при коммерческом и технологическом учёте - ООО"ПКФ Газаппарат";                  (6.22)

– при дискретном
интегрировании функций во времени t с равномерным интервалом
дискретизации Dt:

Особенности измерений расхода газа при коммерческом и технологическом учёте - ООО"ПКФ Газаппарат";                            (6.23)Особенности измерений расхода газа при коммерческом и технологическом учёте - ООО"ПКФ Газаппарат";                                                                                                  (6.24)Особенности измерений расхода газа при коммерческом и технологическом учёте - ООО"ПКФ Газаппарат",                        (6.25)

где

Особенности измерений расхода газа при коммерческом и технологическом учёте - ООО"ПКФ Газаппарат";                                                                                                 (6.26)

n- количество интервалов
дискретизации в течение времени (tк – tн)

6.6.3 Значения
параметров, входящих в формулы (6.17)¸(6.25), могут быть
результатами вычислений по средним параметрам, необходимыми для их расчета, или
приняты условно-постоянными величинами.

Например, величина qоi может быть результатом усреднения нескольких
измерений средней скорости газа; значение rс и состав газа могут быть
приняты условно-постоянными величинами.

.2. Требования к УЗПР и его монтажу

10.2.1. УЗПР должен иметь нормированный
стандартный выходной сигнал, пропорциональный расходу газа в рабочих условиях.

Показания УЗПР должны соответствовать, в
пределах погрешности, действительному расходу газа по ИТ во всем диапазоне
измерения. При этом параметры (состав, давление, температура, плотность,
вязкость и скорость) измеряемого потока газа должны соответствовать
требованиям, установленным в эксплуатационной документации на УЗПР.

Пределы допускаемой относительной
погрешности УЗПР не должны превышать значений:

для УЗПР повышенной точности

± 0,5% при qt£qо£qов;

± 1,0% при qон£qо < qt,

для УЗПР малой точности:

± 1,0% при qt£qо£qов;

± 1,5% при qон£qо < qов.

10.2.2 Рекомендуется внутренний диаметр УЗПР
и ИТ выбирать из условия, что 100 мм £D£ 900 мм, а максимальная средняя скорость газа не
превышает 25 м/с для газораспределительных станций и 20 м/с – для магистральных
газопроводов.

Не рекомендуется применять УЗПР при
максимальной средней скорости газа менее 3 м/с.

Для выбора нужного типоразмера УЗПР
(условного прохода Ду, мм) используют следующие формулы:

– при заданном максимальном объемном
расходе газа, приведенном к стандартным условиям

– при заданном максимальном объемном
расходе при рабочих условиях

За значение Ду принимают
равное или ближайшее большее к D значение из стандартного ряда условных проходов УЗПР.

10.2.3 Все внутренние части УЗПР, имеющие
контакт с газом, должны быть изготовлены из материала, нейтрального к
природному газу, его конденсатам и сопутствующим компонентам (метанол, гликоль
и др.).

Все наружные части УЗПР должны
изготавливаться из коррозионно-стойкого материала или иметь покрытие, стойкое к
атмосферным воздействиям.

При отсутствии движения газового потока УЗПР должен регистрировать скорость потока газа от каждого
ПЭА, не превышающую указанную изготовителем в эксплуатационной документации.
Если это значение не указано, то проверяют, чтобы средняя скорость потока газа,
измеренная за 300 с, каждым ПЭА не превышала 6 мм/с.

Коррекцию
показаний УЗПР допускается производить только при полной стабилизации давления
и температуры газа во внутренней полости УЗПР. В полевых условиях данная
процедура может проводиться только при условии, что течение газа через УЗПР
отсутствует, а температура газа стабилизирована.

10.2.5 Монтаж
УЗПР производится в соответствии с его эксплуатационной документацией. Для
этого могут привлекаться специалисты изготовителя УЗПР.

УЗПР
устанавливают на заранее определенном участке газопровода с соблюдением
требований раздела 9. Перед
установкой УЗПР в ИТ необходимо удостовериться, что направление потока,
указанное на фирменной табличке УЗПР, соответствует направлению потока газа в
ИТ.

10.2.6 УЗПР устанавливают
на горизонтальном, вертикальном или наклонном прямом участке ИТ. При измерении
расхода газа, содержащего загрязнения или конденсат, пространственное положение
УЗПР выбирают таким образом, чтобы обеспечить наименьшую вероятность
загрязнения или скопления конденсата в его проточной части и на ПЭА.

10.2.7
Электромонтаж оборудования УЗПР проводят в соответствии с указаниями в его
эксплуатационной документации. При необходимости электронные блоки УЗПР выносят
в защитные щитовые помещения с соблюдением требований безопасности, принятых в
ОАО “Газпром”.

10.2.8 После
монтажа проводится проверка герметичности ИТ, УЗПР и соединительных линий.

10.2.9 Во время
эксплуатации УЗПР особое внимание должно быть обращено на обеспечение чистоты
поверхности ПЭА.

Если в газовом
потоке предполагается наличие инородных веществ, рекомендуется установка
фильтров на расстоянии не ближе 25Dдо
УЗПР.

.3 Средства измерения давления

10.3.1 Абсолютное давление газа Р
измеряют либо непосредственно, либо путем суммирования измеренных величин
избыточного (статического) Pи и
атмосферного давлений Pб.

10.3.2 Избыточное и абсолютное давления
измеряют с помощью измерительных преобразователей давления любого типа.

Метрологические характеристики СИ
давления в условиях их эксплуатации должны обеспечивать измерение абсолютного
давления газа в ИТ с предельной относительной погрешностью не более ±0,6 %.

Выходные сигналы преобразователя давления
должны быть совместимы с характеристиками входных сигналов устройств,
предназначенных для регистрации результатов измерений и их обработки.

10.3.3 Отверстие для отбора давления газа
может быть размещено до или после УЗПР или в его корпусе. Расстояние от УЗПР до
места отбора давления, размещенного вне корпуса УЗПР, выбирают таким образом,
чтобы потерями давления газа на этом участке можно было пренебречь.

Отверстия для отбора давления,
размещенные в корпусе УЗПР, и отверстия каналов, предназначенных для ПЭА,
должны располагаться в разных осевых плоскостях (на разных образующих)
поверхности корпуса УЗПР.

Отверстие для отбора давления должно быть
круглым и цилиндрическим на длине не менее 2,5 диаметра этого отверстия от
внутренней поверхности ИТ.

Диаметр отверстия не должен быть более
0,13D. Рекомендуется выбирать
диаметр отверстия для отбора давления газа в пределах от 4 до 10 мм.

В месте выхода кромки отверстия должны
быть острыми и выполненными заподлицо с внутренней поверхностью ИТ или УЗПР.

10.3.4 В горизонтальных и наклонных
трубопроводах отверстия для отбора давления размещают в верхней части ИТ или
УЗПР с отклонением от вертикальной плоскости, проходящей через ось трубы, не
более 45° – для влажных газов и не более 90° – для сухих газов.

В вертикальных трубопроводах отверстия
для отбора давления располагают в любой точке окружности ИТ или УЗПР с учетом
требований 10.3.3.

10.3.5 Атмосферное давление измеряют в
месте расположения измерительного преобразователя избыточного давления, если
последний размещен в замкнутом пространстве при наличии в нем разряжения или
избыточного давления (наддува), создаваемого системами вентиляции или кондиционирования.

.4 Средства измерения температуры газа

10.4.1
Температуру газа следует измерять с помощью СИ температуры любого типа.
Метрологические характеристики СИ температуры в условиях эксплуатации должны
обеспечивать измерение температуры газа с погрешностью не более ±0,5 °С.

Выходные
сигналы преобразователя температуры должны быть совместимы с характеристиками
входных сигналов устройств, предназначенных для регистрации результатов
измерений и их обработки.

Про анемометры:  5 самых лучших датчиков угарного газа для безопасности дома от AliExpress

10.4.2
Термодинамическую температуру газа определяют по формуле

Т = 273,15 t.                                                                                                   (10.1)

10.4.3
Температуру газа измеряют на прямом участке ИТ до или после УЗПР. Наличие
местных сопротивлений между УЗПР и местом установки термометра не допускается. Наилучшим
способом установки чувствительного элемента термометра является его радиальное
расположение на участке трубопровода после УЗПР.

10.4.4 При
расположении чувствительного элемента термопреобразователя после УЗПР
расстояние до него должно быть не менее 1D и не более 5D, если чувствительный
элемент термометра устанавливают в ИТ непосредственно или в гильзу с наружными
диаметрами не более 0,13D.

При использовании гильз с
наружным диаметром, превышающим 0,13D,
расстояние от термометра до УЗПР должно быть в пределах от 3D до 5D. Установка термометров в гильзы с наружным диаметром, превышающим 1/3D, не допускается.

При измерении
температуры газа перед УЗПР расстояние между чувствительным элементом
термопреобразователя и УЗПР должно быть не менее 20D, а наружный диаметр гильзы не более 0,13D.

10.4.5
Чувствительный элемент термометра должен быть погружен в ИТ на глубину от 0,3D до 0,7D.

10.4.6 При
установке чувствительного элемента термометра в гильзу ее заполняют жидким
маслом (например, трансформаторным) для обеспечения теплового контакта.

10.4.7 Часть
чувствительного элемента термометра, выступающую над ИТ, теплоизолируют, если
температура газового потока отличается от температуры окружающей среды более
чем на ± 40 °С.

.5 Средства измерения плотности и
компонентного состава газа

10.5.1
Определение плотности при рабочих условиях

10.5.1.1
Плотность измеряемой среды может быть измерена с помощью плотномера или рассчитана
по измеренным параметрам потока согласно ГОСТ
30319.1 – ГОСТ
30319.3.

10.5.1.2 Для определения плотности газа в
рабочих условиях допустимо применение плотномеров любого типа.

Метрологические характеристики плотномера
в условиях эксплуатации должны обеспечивать измерение плотности газа с
относительной погрешностью не более ±0,6 %.

10.5.1.3 Если плотность определяют на
основе анализа проб измеряемой среды, то для обеспечения представительности
отобранных проб следует руководствоваться требованиями ГОСТ 18917.

Отобранная проба может быть использована для
непосредственного измерения плотности с последующей корректировкой к условиям
измерения газа или для определения компонентного состава газа, который
используют при расчетных методах определения плотности газа.

10.5.1.4 При установке пробоотборного
устройства плотномера непосредственно в ИТ длина прямого участка между УЗПР и
плотномером должна быть достаточной для исключения его влияния на
кинематическую структуру потока.

Пробоотборное устройство плотномера с
наружным диаметром менее 0,13D может быть установлено на расстоянии не ближе 20D перед УЗПР.

При установке пробоотборного устройства
плотномера с наружным диаметром не более 0,13D после УЗПР расстояние между ними должно быть не менее 2,5D. Если наружный диаметр
пробоотборного устройства плотномера больше 0,13D, то оно должно располагаться на расстоянии не менее 10D после УЗПР.

10.5.1.5 Изменение плотности газа
отслеживают, создавая поток газа через чувствительный элемент поточного
плотномера путем ответвления контролируемого потока газа.

10.5.1.6 Допускается применение фильтров
и осушителей для очистки от примесей пробы газа, поступающей в плотномер. Эти
устройства не должны менять основной компонентный состав измеряемого газа.

10.5.1.7 Показания поточных плотномеров
необходимо приводить к условиям измерений в сечении УЗПР.

Если значение давления и температуры газа
в месте измерения плотности газа отличается от значений давления и температуры
газа в месте расположения УЗПР, необходимо провести корректировку показаний
плотномера с учетом этих отличий.

10.5.1.8 Равенства температур
контролируемого потока газа и пробы, находящейся в чувствительном элементе
плотномера, добиваются путем размещения чувствительного элемента плотномера в
потоке измеряемого газа и теплоизоляцией элементов плотномера, находящихся вне
ИТ.

10.5.1.9 При измерении расхода и
количества многокомпонентных газов, состав которых меняется в процессе
измерений, необходимо учитывать, что применение метода определения плотности на
основе отбора проб требует оценки дополнительной погрешности, вызванной
принятием состава измеряемого газа условно-постоянным параметром.

Особенности измерений расхода газа при коммерческом и технологическом учёте - ООО"ПКФ Газаппарат".                                                                                                      (10.2)

Если известны коэффициент сжимаемости и
плотность газа при стандартных условиях, то плотность газа при рабочих условиях
рассчитывают по формуле

Особенности измерений расхода газа при коммерческом и технологическом учёте - ООО"ПКФ Газаппарат".                                                                                                        (10.3)

Для расчета фактора и коэффициента
сжимаемости природного газа рекомендуются следующие методы по ГОСТ
30319.2:

– модифицированный метод NX19;

– модифицированное уравнение состояния
“GERG-91 мод.”;

– уравнение состояния ВНИЦ СМВ;

– уравнение состояния AGA8-92DC.

Метод NX19 и уравнение состояния “GERG-91 мод.” используют при неизвестном полном
компонентном составе природного газа. Исходными данными для расчета фактора
сжимаемости при использовании данных методов являются плотность при стандартных
условиях, давление, температура, содержание азота и диоксида углерода.

Расчет по уравнениям состояния AGA8-92DC и ВНИЦ СМВ
может быть осуществлен только при известном полном компонентном составе,
температуре и давлении газа.

Методическая погрешность расчета фактора
сжимаемости зависит от выбранного метода измерений, плотности газа при
стандартных условиях, давления, температуры и содержания сероводорода. В связи
с этим рекомендуется применять тот метод, который для выбранных условий измерений
имеет наименьшую погрешность.

При измерении расхода и количества
влажного газа возникает необходимость в определении плотности влажного газа
(см. 6.7).

Плотность влажного газа рассчитывают в
соответствии с действующими нормативными документами на основе результатов
измерений давления, температуры и состава газа, определенного с учетом
содержания водяных паров.

При известном коэффициенте сжимаемости
влажного газа Kвг плотность влажного газа рассчитывают по формуле

Особенности измерений расхода газа при коммерческом и технологическом учёте - ООО"ПКФ Газаппарат".                                                                                             (10.4)

Допускается по согласованию
заинтересованных сторон плотность влажного газа рассчитывать по формуле

Особенности измерений расхода газа при коммерческом и технологическом учёте - ООО"ПКФ Газаппарат".                                                                        (10.5)

Относительную влажность газа рассчитывают
по формулам:

– при известной абсолютной влажности fм, выраженной массой водяного пара (в кг) в 1 м3
сухого газа,

Особенности измерений расхода газа при коммерческом и технологическом учёте - ООО"ПКФ Газаппарат";                                                                               (10.6)

– при известной абсолютной влажности fс, выраженной массой водяного пара (в кг) в 1 м3
сухого газа в стандартных условиях,

Особенности измерений расхода газа при коммерческом и технологическом учёте - ООО"ПКФ Газаппарат";                                                                                    (10.7)

– при известной абсолютной влажности fв, выраженной массой водяного пара (в кг) в 1 м3
влажного газа,

Особенности измерений расхода газа при коммерческом и технологическом учёте - ООО"ПКФ Газаппарат".                                                                                                           (10.8)

10.5.2 Определение плотности
газа при стандартных условиях

10.5.2.1 Плотность газа при стандартных
условиях измеряют или рассчитывают косвенным методом по известному
компонентному составу.

10.5.2.2 Для определения плотности газа
при стандартных условиях можно применять любые поточные плотномеры, показания
которых не зависят от изменений температуры и давления контролируемой и
окружающей среды, а также не изменяющие структуру потока газа.

Допускается определять плотность газа при
стандартных условиях по ГОСТ 17310.

10.5.2.3 Место отбора проб газа должно
быть оборудовано в соответствии с требованиями ГОСТ 18917. Рекомендуется точку отбора пробы размещать на ИТ.

10.5.2.4 Расчет плотности косвенным
методом по известному компонентному составу выполняют в соответствии с ГОСТ
30319.1.

10.5.2.5 Частоту определения плотности
при стандартных условиях рассчитывают, исходя из требований к точности
измерения количества газа, возможных изменений значения плотности газа между
интервалами измерений и обусловленной этими изменениями дополнительной
погрешности.

10.5.3.1 Компонентный состав газа
определяют хроматографическим методом по ГОСТ
23781.

10.5.3.2 При отборе проб газа для
проведения хроматографического анализа состава газа руководствуются
требованиями ГОСТ 18917. Рекомендуется точку отбора пробы размещать на ИТ.

.1 Расчет расхода газа, приведенного к
стандартным условиям

12.1.1 Процедура расчета расхода газа при
стандартных условиях зависит от состава применяемых СИ.

Про анемометры:  Порядок и виды работ

12.1.2 При использовании плотномера для
определения r и rс расчет
расхода газа, приведенного к стандартным условиям, выполняют следующим образом:

а) определяют переменные параметры среды:
r (см. 10.5.1), rс (см. 10.5.2)
и qо по показаниям УЗПР;

б) рассчитывают по формуле (6.16) расход qc.

12.1.3 Расчет расхода газа при отсутствии
СИ плотности газа в рабочих условиях и наличии СИ плотности газа при
стандартных условиях выполняют в следующей последовательности:

а) измеряют переменные параметры среды: Р (см. 10.3),
Т (см. 10.4), qо по показаниям УЗПР;

б) измеряют или используют
условно-постоянное значение rс (см. 10.5.2);

в) определяют полный компонентный состав
(см. 10.5.3),
если для расчета коэффициента сжимаемости применяют уравнения состояния AGA8-92DC или ВНИЦ СМВ;

г) определяют содержание в газе диоксида
углерода и азота, если для расчета коэффициента сжимаемости используют метод NX19 или уравнение состояния GERG-91;

д) рассчитывают коэффициент сжимаемости
газа K (см. 10.5.1.10);

е) рассчитывают по формуле (6.16) расход qc.

12.1.4 При отсутствии СИ плотности газа в
рабочих и стандартных условиях расчет расхода газа выполняют в следующей
последовательности:

а) измеряют переменные параметры среды: Р (см. 10.3),
Т (см. 10.4) и qо по показаниям УЗПР;

б) определяют полный компонентный состав
газа (см. 10.5.3)
или используют условно-постоянные значения мольных или объемных долей
компонентов газа;

в) если для расчета коэффициента
сжимаемости применяют метод NX19 или
уравнение состояния GERG-91, то рассчитывают плотность
газа при стандартных условиях по ГОСТ
30319.1;

г) рассчитывают коэффициент сжимаемости
газа K (см. 10.5.1.10);

д) рассчитывают по формуле (6.16) расход qc.

12.1.5 Регистрацию показаний СИ
параметров газа и обработку результатов измерений проводят с помощью
вычислителя расхода.

.1 Общие положения

14.1.1 В данном
разделе описана процедура расчета оценки погрешности измерений при ограниченной
исходной информации, когда для СИ нормированы только следующие метрологические
характеристики:

– пределы
допускаемых значений основной погрешности;

– пределы
допускаемых значений дополнительных погрешностей при наибольших отклонениях
внешних влияющих величин от нормальных значений либо максимально допустимые
значения коэффициентов влияния.

Кроме того,
отсутствует информация о виде функции распределения внешних влияющих величин и
частотных характеристиках изменений измеряемой величины и внешних влияющих
величин.

а) при
известной абсолютной погрешности

Особенности измерений расхода газа при коммерческом и технологическом учёте - ООО"ПКФ Газаппарат";                                                                                               (14.1)

б) при
известной приведенной основной погрешности:

– если
нормирующее значение измеряемого параметра равно диапазону шкалы, то

Особенности измерений расхода газа при коммерческом и технологическом учёте - ООО"ПКФ Газаппарат",                                                                                              (14.2)

– если
нормирующее значение измеряемого параметра равно верхнему пределу измерений, то

Особенности измерений расхода газа при коммерческом и технологическом учёте - ООО"ПКФ Газаппарат",                                                                                                      (14.3)

14.1.3 Границу
составляющей относительной дополнительной погрешности измерений параметра (у), вызванную внешней влияющей
величиной, рассчитывают по следующим формулам:

– при нормировании
пределов допускаемых значений погрешности при наибольших отклонениях внешней
влияющей величины от нормального значения

Особенности измерений расхода газа при коммерческом и технологическом учёте - ООО"ПКФ Газаппарат",                                                                  (14.4)

где d, Dд, gд – относительная, абсолютная
и приведенная дополнительные погрешности;

– при
нормировании пределов допускаемых значений коэффициентов влияния

Особенности измерений расхода газа при коммерческом и технологическом учёте - ООО"ПКФ Газаппарат",                                         (14.5)

где DXр – наибольшее отклонение внешней влияющей величины
от нормального значения.

Особенности измерений расхода газа при коммерческом и технологическом учёте - ООО"ПКФ Газаппарат",                                                                                     (14.6)

где n- количество влияющих величин;

dдy- дополнительная погрешность
от i-й влияющей величины.

14.1.5
Погрешность параметра (у),
определяемого косвенным методом, который связан функциональной зависимостью с
параметрами (уi) (например, температурой, давлением, компонентным
составом)

y = F(y1, у2
….. уn),

рассчитывают по
формуле

Особенности измерений расхода газа при коммерческом и технологическом учёте - ООО"ПКФ Газаппарат",                                                                                (14.7)

где dмF- методическая погрешность
функциональной зависимости;

dyi- погрешность измерения i-го измеряемого параметра;

qyi- коэффициент влияния i-го измеряемого параметра на величину определяемого параметра (у).

Коэффициент
влияния рассчитывают по формуле

Особенности измерений расхода газа при коммерческом и технологическом учёте - ООО"ПКФ Газаппарат",                                                                                                    (14.8)где Особенности измерений расхода газа при коммерческом и технологическом учёте - ООО"ПКФ Газаппарат" – частная производная
функции
F по параметру уi.

Если неизвестна
математическая взаимосвязь параметра у
с параметрами уi или дифференцирование функции F затруднено, то коэффициент влияния рассчитывают по
формуле

Особенности измерений расхода газа при коммерческом и технологическом учёте - ООО"ПКФ Газаппарат",                                                                                                     (14.9)

где Dу – изменение определяемого параметра
у при изменении измеряемого
параметра на величину Dуi.

14.1.6 Если
параметр измеряемой среды принят за условно-постоянную величину, то погрешность
этого параметра рассчитывается по следующей формуле:

Особенности измерений расхода газа при коммерческом и технологическом учёте - ООО"ПКФ Газаппарат",                                                                    (14.10)

где dyв – погрешность СИ, применяемого для оценки диапазона
изменения параметра.

.2 Общие формулы для расчета погрешности
объема газа, приведенного к стандартным условиям

14.2.1
Относительную погрешность измерения объемного расхода, приведенного к
стандартным условиям, в случае применения плотномера для определения r рассчитывают по формуле

Особенности измерений расхода газа при коммерческом и технологическом учёте - ООО"ПКФ Газаппарат",                                                                           (14.11)где Особенности измерений расхода газа при коммерческом и технологическом учёте - ООО"ПКФ Газаппарат" – погрешность
измерения объемного расхода с помощью УЗПР;
Особенности измерений расхода газа при коммерческом и технологическом учёте - ООО"ПКФ Газаппарат" – погрешность измерения
плотности газа, приведенного к стандартным условиям;

dr – погрешность измерения
плотности при рабочих условиях;

dв – погрешность вычислителя.

14.2.2
Относительную погрешность измерения объема газа, приведенного к стандартным условиям,
при отсутствии плотномера рассчитывают по формуле

Особенности измерений расхода газа при коммерческом и технологическом учёте - ООО"ПКФ Газаппарат",                                                        (14.12)

или

Особенности измерений расхода газа при коммерческом и технологическом учёте - ООО"ПКФ Газаппарат",                                                (14.13)

где dP- погрешность измерения абсолютного давления;

dТ – погрешность измерения
температуры;

dK- общая погрешность расчета коэффициента
сжимаемости;

dZ, dZс – погрешности расчета факторов сжимаемости.

В случае
применения вычислителя, у которого погрешность нормирована с учетом погрешности
измерений Р, Т и погрешности расчета коэффициента
сжимаемости, dVс определяют по формуле

Особенности измерений расхода газа при коммерческом и технологическом учёте - ООО"ПКФ Газаппарат".                                                                                          (14.14)В случае
применения вычислителя, у которого погрешность нормирована без учета
погрешности расчета коэффициента сжимаемости, но с учетом погрешности измерений
Р, Т, величину Особенности измерений расхода газа при коммерческом и технологическом учёте - ООО"ПКФ Газаппарат" определяют по формуле
Особенности измерений расхода газа при коммерческом и технологическом учёте - ООО"ПКФ Газаппарат".                                                                                   (14.15)

2 Методы определения времен прохождения
ультразвукового импульса

Средняя скорость потока вдоль акустического
пути может быть определена путем прямого измерения времен прохождения
ультразвукового импульса по направлению и против направления движения потока
газа (времяимпульсным методом), а также с использованием фазового или
частотного метода.

Фазовый метод
основан на измерении фазовых углов двух постоянных ультразвуковых колебаний с
циклической частотой w и их фазовых сдвигов,
возникающих от разности времен прохождения этими колебаниями одного и того же
расстояния по потоку и против него.

Циклическая
частота, в зависимости от частоты колебаний, определяется по формуле

w = 2pf.                                                                                                             (6.2)

При прохождении
ультразвукового импульса одного и того же расстояния по потоку и против него
фазовые углы примут значения:

c1 = wt1 = 2pft1;

c2 = wt2 = 2pft2.

Из уравнений
(6.1), (6.3) и (6.4) следует, что

Особенности измерений расхода газа при коммерческом и технологическом учёте - ООО"ПКФ Газаппарат".                                                                                          (6.5)

Частотный метод
основан на зависимости разности частот повторения коротких импульсов или
пакетов ультразвуковых колебаний от разности времен прохождения этими
колебаниями одного и того же расстояния Lp по потоку и против него.

В
частотно-импульсных расходомерах вырабатываются короткие импульсы, которые
поступают к ПЭА с интервалами, равными времени прохождения ультразвука по
направлению потока и против него.

Тогда

Особенности измерений расхода газа при коммерческом и технологическом учёте - ООО"ПКФ Газаппарат";                                                                                                              (6.6)Особенности измерений расхода газа при коммерческом и технологическом учёте - ООО"ПКФ Газаппарат";                                                                                                             (6.7)Особенности измерений расхода газа при коммерческом и технологическом учёте - ООО"ПКФ Газаппарат".                                                                                   (6.8)

Формула (6.1) с
учетом уравнения (6.8) примет вид

Особенности измерений расхода газа при коммерческом и технологическом учёте - ООО"ПКФ Газаппарат".                                                                                              (6.9)

Малость
величины f2 – f1 у частотных расходомеров является существенным
недостатком, затрудняющим точное измерение расхода газа.

В
частотно-пакетных расходомерах вырабатываются не короткие импульсы, а непрерывные
сигналы в течение всего времени прохождения ими акустического пути.

9 требования к измерительному трубопроводу

9.1 ИТ должен
иметь круглое сечение по всей длине требуемого прямого участка до и после УЗПР.

Смещение осей
УЗПР и прилегающих к нему участков ИТ, а также отклонения внутренних диаметров
УЗПР и прилегающих к нему участков ИТ не должны превышать значений,
установленных изготовителем УЗПР. Если эти значения не оговорены изготовителем,
то выполняют нижеприведенные требования:

а) ИТ считают
прямым, если его изгиб не превышает 7°;

б) разница
диаметров ИТ и УЗПР не более 3 %, при этом высота уступа в месте соединения ИТ
и УЗПР не должна превышать 2 %;

Про анемометры:  Котел кс тгм 16 – Дон КС-ТГВм-16 твердотопливный стальной котел с газовой горелкой за 23 000 руб. купить в Санкт-Петербурге и Москве

в) на участке ИТ
длиной 10D, расположенном
непосредственно перед УЗПР, ни одно из значений внутреннего диаметра ИТ в любой
плоскости не должно отличаться более чем на 3 % от среднего внутреннего
диаметра ИТ.

Внутренний
диаметр ИТ определяют как среднее арифметическое результатов измерений не менее
чем в трех поперечных сечениях ИТ (два из которых расположены на расстоянии 0 и
0,5D от УЗПР, а третье – в
плоскости сварного шва), а в каждом из этих сечений – не менее чем в четырех
диаметральных направлениях, расположенных под одинаковым углом друг к другу.
Относительная погрешность применяемого СИ не должна превышать 0,1 % измеряемой
величины.

Внутренний
диаметр УЗПР определяют как среднее арифметическое значение результатов
измерений в трех поперечных сечениях:

– вблизи ПЭА,
расположенных вверх по потоку;

– вблизи ПЭА,
расположенных вниз по потоку;

– на половине
расстояния между этими ПЭА.

В каждом
сечении выполняют измерения внутренних диаметров не менее чем в четырех
диаметральных направлениях, расположенных под одинаковым углом друг к другу.
Относительная погрешность применяемого СИ не должна превышать 0,025 %
измеряемой величины.

9.2 Длины
прямых участков ИТ до и после УЗПР должны соответствовать требованиям,
установленным изготовителем УЗПР.

Если данные
требования не указываются в эксплуатационной документации на УЗПР, то
рекомендуется:

– для
одноканальных и двухканальных УЗПР длины прямых участков ИТ выбирать в
зависимости от типа ближайшего местного сопротивления, в соответствии с
таблицей 9.1;

– для
многоканальных УЗПР обеспечивать прямой участок ИТ длиной не менее 20D перед и 10D после
УЗПР по ходу потока газа.

Таблица 9.1 – Наименьшая
относительная длина (Особенности измерений расхода газа при коммерческом и технологическом учёте - ООО"ПКФ Газаппарат") прямых участков ИТ между УЗПР и местными сопротивлениями

Для уменьшения длины прямого участка ИТ до
УЗПР допускается применение струевыпрямителя. Тип струевыпрямителя и место его расположения
в ИТ должны указываться изготовителем УЗПР. При отсутствии таких данных поверка
УЗПР должна производиться совместно с используемым струевыпрямителем.

9.3 Соединительные фланцы и уплотнительные
прокладки ИТ должны быть одинакового диаметра и тщательно подогнаны друг к
другу. Сварной шов фланца ИТ, расположенного перед УЗПР, должен быть полностью
или частично зачищен.

После
проведения частичной зачистки сварного шва фланца ИТ необходимо проверить, что
диаметр ИТ, измеренный в плоскости сварного шва (Dш), удовлетворяет следующему условию:

Dш³ 0,99DУЗПР,                                                                                                 (9.1)

где DУЗПР – внутренний диаметр УЗПР.

Диаметр Dш
определяют как среднее арифметическое значение результатов измерений не менее
чем в четырех диаметральных направлениях, расположенных под одинаковым углом
друг к другу. Относительная погрешность применяемого СИ не должна превышать 0,1
% измеряемой величины.

Уплотнительные прокладки не должны
выступать внутрь ИТ. Рекомендуется применение прокладок толщиной не более 3 мм.
Для центровки прокладки в процессе монтажа используются три затяжных болта,
расположенные под углом 120°. После центровки уплотнительной прокладки все
болты плотно затягиваются.

9.4 Для прямых участков ИТ могут
использоваться сварные трубы только в том случае, если сварной шов не является
спиральным.

На прямом участке ИТ длиной 10D, расположенном непосредственно
перед УЗПР, высота валика шва не должна превышать 0,015D.

9.5 Не допускается наличие осадков и
отложений на поверхности ИТ на участке длиной 10D перед УЗПР. Данный участок может быть осмотрен без
демонтажа ИТ при помощи световодов через одно или несколько отверстий в стенках
ИТ. При обнаружении на внутренней поверхности ИТ каких-либо отложений их
необходимо удалить.

Таблица 4.1 – условные обозначения

Условное
обозначение

Величина

Единица
измерения

А

Площадь
поперечного сечения

м2

а

Расстояние
между активными центрами ультразвуковых датчиков

м

с

Скорость распространения
ультразвукового импульса в потоке газа относительно неподвижного наблюдателя

м/с

с0

Скорость
распространения ультразвукового импульса в неподвижном газе

м/с

D

Внутренний
диаметр трубопровода

м

d

Проекция длины
акустического канала L на линию, параллельную оси трубопровода
(см. рис. 4.1)

м

Е

Модуль
упругости материала корпуса ультразвукового преобразователя расхода

МПа

Eэ

Энергосодержание
(количество энергии, которое может быть получено при сгорании газа)

МДж

f

Частота

1/с

Hс

Объемная
удельная теплота сгорания газа

МДж/м3

K

Коэффициент
сжимаемости газа

1

ku

Корректирующий
коэффициент на распределения скоростей потока, равный отношению средней
осевой скорости потока uа в сечении ультразвукового
преобразователя расхода к средней скорости потока вдоль акустического канала Особенности измерений расхода газа при коммерческом и технологическом учёте - ООО"ПКФ Газаппарат"

1

L

Длина части пути
акустического импульса, ограниченная внутренней поверхностью трубопровода в
состоянии покоя газа (см. рис. 4.1)

м

l

Длина прямого
участка измерительного трубопровода

м

Lр

Длина пути акустического
импульса от излучающих поверхностей обоих ПЭА в состоянии покоя газа (см.
рис. 4.1)

м

m

Масса газа

кг

М

Молекулярная
масса газа

кг/кмоль

Ma

Число Маха (Ма
= Особенности измерений расхода газа при коммерческом и технологическом учёте - ООО"ПКФ Газаппарат"/с0)

1

P

Абсолютное давление
газа

Па

Рб

Атмосферное
давление

Па

Pнп

Давление
насыщенного водяного пара во влажном газе при температуре t

Па

Pи

Избыточное
(статическое) давление газа

Па

qс

Объемный
расход, приведенный к стандартным условиям

м3

qm

Массовый
расход

кг/с

qо

Объемный
расход при рабочих условиях

м3

qt

Объемный
расход qо, при котором изменяется погрешность
ультразвукового преобразователя расхода

м3

R

Универсальная
газовая постоянная R = 8,31451

кДж/кмоль·К

Re

Число
Рейнольдса

1

t

Температура
среды

°С

Т

Термодинамическая
температура среды

К

u

Локальная
скорость потока

м/с

uа

Средняя осевая
скорость потока по сечению трубопровода, равная отношению объемного расхода (q0)
к площади поперечного сечения (А)

м/с

Особенности измерений расхода газа при коммерческом и технологическом учёте - ООО"ПКФ Газаппарат"

Средняя
скорость потока вдоль акустического пути

м/с

Vо

Объем газа при
рабочих условиях

м3

Vc

Объем газа,
приведенный к стандартным условиям

м3

wi

Весовой коэффициент
i
величины

1

xi

Молярная доля i-го
компонента смеси

1

Ni

Объемная доля i-го
компонента смеси

1

Z

Фактор
сжимаемости газа

1

a

Коэффициент
линейного теплового расширения материала

°C1

bж

Абсолютная объемная
концентрация жидкости в газе

1

bм

Абсолютная
объемная концентрация механических примесей в газе

1

d

Относительная
погрешность

%

g

Приведенная
погрешность

%

c

Фазовый угол

рад

l

Длина волны ультразвукового
колебания

м

f

Угол между
осями ультразвуковых преобразователей и осью трубопровода (см. рис. 4.1)

град
(рад)

w

Циклическая
частота

рад/с

j

Относительная
влажность газа

1

m

Динамическая
вязкость газа

Па·с

r

Плотность газа

кг/м3

rвг

Плотность
влажного газа

кг/м3

rнп

Плотность
насыщенного водяного пара во влажном газе при температуре t

кг/м3

t

Время
прохождения ультразвукового импульса вдоль акустического пути или интервал
времени, за который определяется количество газа

с

D

Абсолютная
погрешность

Единица
величины параметра

Dt

Разность между
временами прохождения ультразвуковых импульсов вдоль и против направления потока
одного и того же акустического канала или интервал дискретизации при
определении количества газа

с

Рисунок
4.1. Схема однолучевого ультразвукового преобразователя расхода:

А – с
прямым лучом; Б – с отраженным лучом

4.2 Индексы в
условных обозначениях величин означают следующее:

в – верхний
предел измерений;

н – нижний
предел измерений;

кр –
критическое значение;

max- максимальное значение величины;

min- минимальное значение величины;

с – стандартные
условия (Тс = 293,15
К, Pс = 0,101325 МПа = 1,03323
кгс/см2 по ГОСТ 2939);

знак
“-” (черточка над обозначением величины) – среднее значение величины;

1 – движения
против направления потока газа;

2 – движения по
направлению потока газа.

4.3 Сокращения,
примененные в настоящем стандарте:

ИТ –
измерительный трубопровод;

ПЭА –
преобразователь электроакустический;

СИ – средство
измерений;

УЗПР – ультразвуковой
преобразователь расхода.

Оцените статью
Анемометры
Добавить комментарий