Метрологическое обеспечение учета потребления газа

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Курсовая работа

по дисциплине «Метрологическое обеспечение проектирования и производства»

на тему: «Метрологическое обеспечение учета потребления газа»

Содержание

Введение

1. Факторы, влияющие на точность измерений расхода и количества газа

2. Методы измерения и выбор технологического оборудования и СИ для узлов коммерческого учета газа

3. Рекомендации по применению методов измерения, РСГ и СИ

4. Основные принципы организации учета газа

5. Вспомогательные устройства

6. Выбор СИ учета газа

7. Выбор РСГ, электронных корректоров, ИК

8. Интеграция узлов учета газа в АСКУГ

Заключение

Список использованной литературы

Приложение

Введение

Федеральный закон № 261 "Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации ", 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. 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.

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.

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). газ механический измерение

2. Методы измерения и выбор технологического оборудования и СИ для узлов коммерческого учета газа

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

Таблица 1 Основные решаемые задачи

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

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.

Рисунок 1 Основные принципы выбора средств измерений для оснащения узлов учета газа

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

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

Категория узла измерений в зависимости от расхода (рабочий расход, м3/ч)	Пределы допускаемых относительных погрешности или расширенной неопределенности измерений количества газа, %, на узлах измерений групп:
	А	Б	В	Г	Д	МИ - 3082 [3]
I (более 6000)	0,8	0,8 (1,0) (1,0)	1,5	2,0	5,0	1,0
II (более 1200 до 6000 включительно)	0,8	0,8 (1,0) (1,0)	1,5	2,0	5,0	1,5
III (более 60 до 1200 включительно)	0,8	0,8 (1,5) (1,0)	2,0	2,5	5,0	2,5
IV (до 60 включительно)	0,8	0,8 (2,0) (1,0)	2,0	2,5	5,0	От 3,0 до 4,0

Таблица 3

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

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

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

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

Измерения расхода и определение количества природного газа осуществляют одним из следующих методов:

· переменного перепада давления (сужающие устройства, осредняющие напорные трубки);

· измерения объемного расхода (объема) газа с помощью СИ объемного расхода (объема) при рабочих условиях с последующим пересчетом к стандартным условиям (турбинные, камерные (ротационные, диафрагменные), вихревые, ультразвуковые, струйные);

· измерения массового расхода (массы) газа с помощью СИ массового расхода с пересчетом к объемному расходу (объему) при стандартных условиях (кориолисовые, термоанемометрические (корпусные и погружные)).

3. Рекомендации по применению методов измерения, РСГ и СИ

В таблицах 5, 6 приведены рекомендации по применению того или иного метода измерения и ПР в зависимости от рабочих условий эксплуатации оборудования, а также представлен перечень измеряемых параметров потока и среды.

Таблица 5

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

Рисунок 2 Методы (принципы) измерения природного газа

Не все типы расходомеров (см. рис. 1) могут применяться для коммерческого учета природного газа из-за ряда причин, например:

- невысокой точности;

- необходимости проведения градуировки и поверки ПР на природном газе, состав и плотность которого совпадают с условиями эксплуатации;

- чувствительности к неравномерности эпюры скоростей и как следствие необходимости больших длин прямолинейных участков;

- зависимости показаний от плотности газа;

- отсутствия исчерпывающей экспериментальной база и завершенного теоретического описания рабочего процесса ПР применительно к измерению природного газа;

- нестабильности коэффициента преобразования ПР в широком диапазоне влияния изменения числа Рейнольдса Re на коэффициент преобразования;

- отсутствия или негативного опыта эксплуатации;

- несоответствия технических характеристик современным требованиям.

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

Безусловно, одним из главных критериев применимости того или иного ПР (метода измерения) для коммерческого учета газа является стабильность коэффициента преобразования расходомера в максимально широком диапазоне изменения режимов течения газа в трубопроводе [5]. Это позволяет производить градуировку и поверку ПР на воздушных расходомерных стендах с последующим распространением полученных результатов на случаи измерения природного и других газов, в том числе при давлении и температуре, отличающихся от условий градуировки и поверки.

Соответственно, РСГ и СИ для коммерческих и технологических узлов учета природного газа выбирают с учетом:

· факторов, влияющих на точность измерения в процессе эксплуатации

· необходимости обеспечения минимальной и максимальной проектной производительности узла измерений;

· требуемой точности СИ;

· максимального рабочего давления газа, максимальных и минимальных температур газа и окружающего воздуха;

· возможности поверки ПР на воздушных расходомерных стендах при давлении близком к атмосферному [4];

· опыта эксплуатации применяемых СИ.

Анализ метрологических и эксплуатационных характеристик различных типов РСГ показал, что наиболее приемлемыми для коммерческих измерений объема газа являются турбинные, диафрагменные, ультразвуковые, вихревые и ротационные РСГ [1, 4, 5]. Их широкое применение для измерения расхода и объема газа объясняется, в первую очередь, преимуществами, которые они имеют по сравнению с другими типами РСГ, а именно:

· высокая точность измерений на уровне 0,5 - 2 %;

· широкий диапазон измеряемых расходов;

· небольшие длины прямых участков трубопроводов, требуемые для установки РСГ или отсутствие таковых (кроме вихревых);

· достаточно высокое быстродействие.

К этому следует добавить, что диафрагменные (сети низкого давления), а также турбинные и ротационные счетчики газа имеют стабильный коэффициент преобразования в широком диапазоне изменения числа Рейнольдса Re. Это позволяет проводить их градуировку и поверку на воздушных расходомерных стендах с последующим распространением полученных результатов на случаи измерения природного и других газов при рабочих условиях без потери точности измерений. Соответственно, именно они наиболее полно отвечают требованиям, предъявляемым к ПР, применяемым в коммерческих узлах учета газа при диаметрах газопровода не выше 300 мм. и при рабочих расходах до 6000 м³/ч.

4. Основные принципы организации учета газа

Основные принципы организации учета газа:

· поуровневый узловой учет;

· иерархическое изменение требований к погрешности измерений на каждом уровне;

· повсеместный учет у конечных потребителей;

· централизация и автоматизация сбора данных о потреблении со всех уровней.

Приборы учета самой высокой точности должны устанавливаться на ГИС и на выходах из МГ, т.е на ГРС. Оснащение узлов учета должно выполняться с учетом их уровня. На нижнем уровне существенно возрастают требования к увеличению диапазона измерений приборов. При расходах свыше 10 м³/ч рекомендуется оснащать расходомеры (счетчики) электронными корректорами по температуре. На узлах учета, в которых давление газа не превышает до 0,005 МПа, не вошедших в табл.5, целесообразно устанавливать диафрагменные счетчики газа.

Если объемы транспортировки газа превышают 200 млн. м³ в год для повышения надежности и достоверности измерений объема газа, рекомендуется применять дублирующие СИ. Дублирующие СИ не должны влиять на работу основных СИ. Рекомендуется, чтобы основная и дублирующая измерительные системы использовали разные методы измерений расхода и количества газа. На узлах измерения с максимальным объемным расходом газа более 100 м³/ч, при любом избыточном давлении и в диапазоне изменения объемного расхода от 16 м³/ч до 100 м³/ч, при избыточным давлении более 0,005 МПа измерение объема газа проводят только с использованием вычислителей или корректоров объема газа.

При избыточном давлении не более 0,005 МПа и объемном расходе не более 100 м³/ч разрешается использование преобразователей расхода с автоматической коррекцией объема газа только по его температуре (см. табл. 6).

Таблица 6

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

5. Вспомогательные устройства

В состав УУГ, при необходимости, могут входить вспомогательные технические средства:

· фильтры или фильтры-сепараторы для очистки газового потока;

· устройства преобразования потока (УПП), предназначенные для устранения влияния искажений потока на метрологические характеристики ПР;

· предохранительно-запорные устройства (ПЗУ);

· системы сбора конденсата;

· устройства гашения пульсаций потока газа, устанавливаемые между ПР и регулятором давления.

Условия применения фильтров перед ПР и технические требования к степени очистки газа устанавливаются разработчиком ПР. Тип УПП и место его расположения в ИТ должны указываться предприятием - изготовителем ПР. При отсутствии таких данных поверка ПР должна производиться совместно с используемым УПП. В табл. 7 представлены СИ основных параметров потока и среды узла измерений (см. табл. 5).

Таблица 7

Средство измерения	Метод
	Переменного перепада давления при реализации варианта	Измерение объемного расхода при реализации варианта	Измерение массового расхода при реализации варианта
	1	2	1	2	3	4	1	2
Перепад давления на СУ или осредняющей напорной трубке	1)	1)	2)	2)	2)	2)	2)	2)
Давления	1)	1)	1)	1)	3)	3)	3)	3)
Температуры	1)	1)	1)	1)	3)	3)	3)	3)
Объемного расхода	2)	2)	1)	1)	1)	1)	2)	2)
Массового расхода	2)	2)	2)	2)	2)	2)	1)	1)
Состав газа	4)	4)	4)	4)	2)	4)	2)	5)
Плотности при рабочих условиях	2)	2)	2)	2)	1)	1)	2)	2)
Плотности при стандартных условиях	4)	2)	4)	2)	4)	2)	5)	2)

1) Наличие СИ обязательно 2) СИ не требуется 3) При необходимости компенсации влияния давления и температуры на показания ПР 4) Наличие СИ необязательно, если используются результаты анализов химико-аналитических лабораторий или автоматизированных измерений 5) Наличие СИ обязательно при значительной нестабильности компонентного состава газа

6. Выбор СИ узла учета газа

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

СИ параметров, влияющих на результат измерения расхода и количества, должны иметь действующие свидетельства о поверке и (или) поверительное клеймо[2].СИ параметров, не влияющих на результат измерения расхода и количества, должны иметь действующие свидетельства о поверке или калибровке. На узлах измерения первой и второй категории следует применять преобразователи:

· давления и перепада давлений с пределом основной допускаемой погрешности не более ±0,10%;

· температуры с пределом основной допустимой абсолютной погрешности не более ±0,3° С.

На узлах измерения третьей и четвертой категорий должны применяться преобразователи:

· давления и перепада давления с пределом основной допускаемой приведенной погрешности не больше ±0,25%;

· температуры с пределом основной допускаемой абсолютной погрешности не более ±0,5° С.

Нестабильность показаний СИ давления и разности давлений не должна превышать 0,1% за год. Верхний предел измерений СИ давления должен быть не менее чем на 30% больше максимального рабочего давления газа. Пределы допускаемых погрешностей СИ параметров потока и газа должны обеспечивать требуемую точность измерений объема газа. При избыточном давлении газа не более 1,6 МПа следует использовать СИ абсолютного давления, при давлении газа более 1,6 МПа допускается использование СИ избыточного давления, с введением поправки на среднее атмосферное давление в месте установки УУГ.На узлах измерений первой категории физико-химические показатели газа, используемые в расчетах объема газа, определяют с помощью поточных хроматографов. На узлах измерения второй, третьей и четвертой категорий допускается использовать результаты анализов химико-аналитических лабораторий.

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

7. Выбор РСГ, электронных корректоров, ИК

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

· Метрологические характеристики, соответствующие международным стандартам.

· Минимальная чувствительность к загрязнению газа, в т.ч. за счет установки фильтров с необходимой степенью очистки (запись соответствующих требований в эксплуатационную документацию, поставка фильтров в комплекте со счетчиками и т.д.).

· Работоспособность в характерном для климатических условий России температурном диапазоне природного газа и окружающей среды.

· Минимальная чувствительность к искажениям эпюры скоростей на входе в счетчик (сокращение длин или отсутствие требований к прямым участкам на входе в счетчик).

· Максимальный диапазон измерения расхода (не менее 1:20, при необходимости -- до 1:30 и более).

· Максимальный межповерочный интервал (не менее 3--4 лет, желательно -- 5 и более лет).

· Возможность работы во взрывоопасных зонах.

· Работоспособность без вспомогательных источников питания.

· Минимальная чувствительность к пневмоударам, пульсациям давления и расхода.

· Наличие весовых (низкочастотных) и ненормированных (высокочастотных) выходных сигналов для подключения электронного корректора объема газа и поверки счетчика газа, соответственно.

При выборе типоразмера ПР должны выполняться условия:

где , - максимальный и минимальный объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям, которые могут быть измерены с помощью СИ (счетчика-расходомера), относительная погрешность которого находится в пределах допустимых значений; , - максимальный и минимальный объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям, на узле учета (измерений).

Значения и определяют по данным эксплуатационной документации на применяемое оборудование, потребляющее газ, или на основании режимов поставки газа.

Максимальный и минимальный объемный расход газа при рабочих условиях:

(1)

(2)

Где - стандартные давление и температура газа; - минимальное давление и максимальная температура газа, соответствующие максимальному потреблению газа; - максимальное давление и минимальная температура газа, соответствующие минимальному потреблению газа; - максимальный и минимальный объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям.

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

· Поставка в комплекте с СИ давления и температуры и калибровка каналов на предприятии-изготовителе.

· Суммарная относительная погрешность вычисления (с учетом погрешности измерения давления и температуры) не более 0,5 %.

· Наличие автономного питания для работы в течение межповерочного интервала.

· Наличие энергонезависимых архивов по всем основным каналам получения информации, а также параметрам вычисления и нештатным ситуациям.

· Возможность работы во взрывоопасных зонах, в том числе - передачи информации из взрывоопасной зоны на удаленный компьютер.

· Используемые интерфейсы, предназначенные для связи с внешними устройствами, должны соответствовать действующим российским и международным стандартам и обеспечивать интеграцию УУГ в АСКУГ.

· Дисплей электронного корректора должен отображать: текущие значения абсолютного (избыточного) давления; текущие значения перепада давления (при применении метода переменного перепада давления); текущие значения температуры и расхода газа при рабочих условиях и/или приведенного к стандартным условиям; объем газа, приведенный к стандартным условиям, накопленный нарастающим итогом.

· Программное обеспечение должно предусматривать возможность ведения архивов информации по учету газа и аварийным ситуациям, имевшим место за принятый отчетный период. Вычислители (электронные корректоры) должны указывать вид аварийной ситуации во время эксплуатации СИ и сохранять информацию о ее продолжительности.

Выбор измерительных комплексов (ИК).

Основные требования:

· Укомплектованность расходомерами (счетчиками) газа и корректорами объема.

· Полная заводская готовность. Измерительные комплексы должны поставляться полностью собранными, в виде моноблока. За исключением вариантов с вынесенными корректорами по специальным требованиям заказчиков, а также в случаях установки датчиков температуры и отбора давления из подводящих трубопроводов (как правило, только для типоразмеров счетчиков газа не более G100).

· Получение измерительных комплексов, а также дополнительных блоков и узлов (блоков питания, устройств, обеспечивающих вывод информации на компьютер и/или принтер, а также удаленного доступа к информации) от одного изготовителя (поставщика).

· Обеспечение качественного сервисного обслуживания всех функциональных блоков и комплекса в целом в гарантийный и последующий период в едином сервисном центре.

· Измерительный комплекс должен иметь архив указанных выше данных, регистрируемых не реже одного раза в час, а ИК должен предусматривать возможность вывода данных архива в АСКУГ.

· Измерительный комплекс должен регистрировать в архиве факт изменения параметров его работы с привязкой ко времени и используемыми правами доступа лица, ответственного за учёт газа.

8. Интеграция узлов учета газа в АСКУГ

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

· интерфейс передачи данных должен соответствовать одному из наиболее распространенных стандартов в промышленности (RS232, RS422, RS485, Modbus, токовая петля, HART);

· протокол передачи данных должен быть стандартизован;

· подключение коммуникационных устройств должно быть возможным без использования узкоспециализированных адаптеров;

· наличие локального и дистанционного интерфейсов передачи данных.

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

Заключение

В заключение к данной курсовой работе хотелось бы сделать 4 вывода:

1. Правильный выбор технических решений уже на этапе проектирования УУГ определяют метрологическую надежность применяемого газоизмерительного оборудования в процессе его эксплуатации.

2. Методы и СИ, применяемые в составе УУГ, должны соответствовать его функциональному назначению, категории узла измерений и условиям эксплуатации.

3. Главным критерием применимости метода измерения расхода и реализующего его ПР при создании коммерческого УУГ является стабильность коэффициента преобразования расходомера в максимально широком диапазоне изменения режимов течения газа в трубопроводе. Данному требованию в наибольшей степени отвечают диафрагменные, ротационные, турбинные и ультразвуковые ПР, а также ПР переменного перепада давлений.

4. Современные УУГ должны иметь возможность простого и удобного встраивания в АСКУГ, что обеспечивается включением в их состав электронных корректоров (вычислителей) объема газа, обладающих необходимыми коммуникационными возможностями и поддерживающими стандартные протоколы передачи данных.

Список использованной литературы

1. Обеспечение единства измерений. Организация измерений природного газа. СТО Газпром 5.32-2009.

2. ГОСТ 8.563.1-5 2005 Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Части 1-5

3. МИ 3082 - 2007 Выбор методов и средств измерений расхода и количества потребляемого природного газа в зависимости от условий эксплуатации на узлах учета. Рекомендации по выбору рабочих эталонов для их поверки.

4. ГОСТ Р 8.740 - 2011 Расход и количество газа. Методика выполнения измерений с помощью турбинных, ротационных и вихревых расходомеров и счетчиков.

5. Золотаревский С.А. О применимости вихревого метода измерения для коммерческого учета газа// Энергоанализ и энергоэффективность - 2006, № 1.

Приложение

Принятые 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

Условное обозначение	Наименование величины	Единицы измерения
ДР	Перепад давления	Па
РV	Абсолютное давление газа при рабочих условиях	Па
TV	Температура газа при рабочих условиях	єС
сc	Плотность газа при стандартных условиях	кг/м3
V	Объем газа при рабочих условиях	м3
сv	Плотность газа при рабочих условиях	кг/м3
qm	Массовый расход газа	кг/с
m	Масса газа	кг
Xа, Xу	Молярные доли азота и диоксида углерода в природном газе	%
UVc, UQc	Относительные расширенные неопределенности измерений объема и расхода газа при стандартных условиях	%

Размещено на Allbest.ru

...