Основные принципы, методы организации и факторы, влияющие на коммерческий учет природного газа

Размещено на http://www.allbest.ru/

Основные принципы, методы организации и факторы, влияющие на коммерческий учет природного газа

Введение

Федеральный закон № 261 «Об энергосбережении……», предусматривает повсеместное измерение потребляемого газа и коммунальных ресурсов у потребителя. Тотальная установка приборов учета повышает прозрачность расчетов за потребленные энергоресурсы и обеспечивает возможности для их реальной экономии, прежде всего - за счет количественной оценки эффекта от проводимых мероприятий по энергосбережению, позволяет определить потери энергоресурсов на пути от источника до потребителя.

Технические мероприятия по учету потребляемых объемов природного газа разрабатываются на стадии проектирования сети газопотребления. Выбор средств измерений производится в зависимости от параметров газового потока - давление газа, температура газа и расход газа. Диапазон измерения средств измерений, предусмотренных проектным решением, должен охватывать минимальное и максимальное значения параметров газового потока. Некоторые региональные поставщики газа практикуют выдачу технических условий на реконструкцию узлов учета газа и на разработку новых узлов учета газа.

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.

1. Основные принципы организации учета газа

1.1 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 газоизмерительных станциях и на выходах из магистрального газопровода, т.е. на газораспределительных станциях.

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 целесообразно устанавливать диафрагменные счетчики газа.

Если объемы транспортировки газа превышают 200 млн. м³ в год (приведенных к стандартным условиям), для повышения надежности и достоверности измерений объема газа, рекомендуется применять дублирующие средства измерения. Дублирующие средства измерения не должны влиять на работу основных средств измерений. 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 избыточном 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.

Если максимальный объемный расход газа при рабочих условиях меньше или равен 16 м³/ч и давление газа менее 0,005 МПа, измерение газа целесообразно осуществлять с помощью диафрагменных счетчиков газа. При отсутствии у счетчика температурного компенсатора, приведение объема газа к стандартным условиям выполняют согласно специальным методикам, утвержденным в установленном порядке.

1.2 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 методики выполнения измерений, 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 нижеперечисленные факторы, влияющие на метрологическую надежность узла учета в процессе его эксплуатации.

1.3 Методы измерения расхода

Методы 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)).

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

При проектировании узлов учета и оценке влияния различных факторов на точность измерений и, как следствие, метрологическую надежность их работы следует учитывать следующие факторы:

· Искажение кинематической структуры потока. Если длина прямого участка между ближайшими местными сопротивлениями и преобразователями расхода достаточно велика, кинематическая структура (эпюра скоростей) потока выравнивается. В противном случае появляется дополнительная погрешность измерения расхода, значение которой зависит от типа преобразователя расхода и его чувствительности к искажению кинематической структуры потока. Как правило, длины прямых участков до преобразователя расхода существенно больше длин прямых участков после преобразователя расхода. Необходимые длины прямых участков перед преобразователем расхода можно уменьшить с помощью устройства подготовки потока. Рекомендуемые конструкции устройства подготовки потока и место их установки указываются в технической документации изготовителей преобразователя расхода

· Влияние механических примесей. Наличие механических примесей (пыли, песка, смолистых веществ, ржавчины и пр.) в потоке газа может приводить к механическому износу элементов преобразователей расхода: роторов, турбинок, кромок диафрагм и тел, обтекания вихревых преобразователей расхода; накоплению осажденных частиц на поверхностях преобразователей расхода и измерительных трубопроводов; засорению соединительных трубок; заклиниванию роторов ротационных преобразователей расхода. Это может привести к резкому возрастанию погрешности и выходу из строя преобразователей расхода в процессе эксплуатации. Для исключения этого применяют фильтры, оснащенные датчиками перепада давления для контроля степени загрязнения фильтрующего элемента, и обеспечивающие требуемую степень очистки при приемлемом перепаде давления.

· Влияние наличия жидкости. Наличие жидкости в измеряемом газе может оказывать существенное влияние на показания преобразователей расхода. При большем содержании в потоке газа жидкости результаты измерений с помощью преобразователей расхода, предназначенных для измерений расхода сухого газа, непредсказуемы. Причем при повышении давления и понижении температуры газа с высоким влагосодержанием в измерительном газопроводе могут образовываться гидраты, оседающие в виде твердых кристаллов. Для предотвращения гидратообразования используют подогрев или осушку газа, специальные ингибиторы, конденсатосборники и отстойные камеры на измерительных трубопроводах, периодическую продувку преобразователей расхода или их вертикальное.

· Притупление входной кромки стандартной диафрагмы приводит к изменению коэффициента истечения диафрагмы и соответствующему увеличению погрешности.

· Несоответствие качества отверстий для отбора давления предъявляемым требованиям. Статическое давление в измерительных трубопроводах 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 %.

· Факторы, влияющие на точность измерения температуры. К таким факторам относятся: теплообмен в зонах измерительного трубопровода и преобразователя температуры; линия связи преобразователя температуры с корректором (вычислителем). Для исключения влияния первого фактора преобразователь температуры располагают в непосредственной близости от чувствительного элемента преобразователя расхода (например, турбинного колеса турбинного счетчика), обеспечивают необходимую теплоизоляцию трубопровода и применяют специально изготовленные гильзы преобразователя температуры, заполненные теплопроводным веществом. Влияние второго фактора исключается выполнением линии связи по четырехпроводной (аналоговые средства измерения температуры) или трехпроводной (цифровые средства измерения температуры) схемам соединений.

· Нестационарность течения. Наиболее чувствительны к пульсациям потока сужающие устройства, а также турбинные и вихревые преобразователи расхода. Применение вихревых преобразователей расхода 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.

· Шероховатость внутренней стенки измерительного трубопровода. Изменение шероховатости приводит к изменению распределения скоростей потока и, следовательно, к изменению показаний преобразователя расхода. Поэтому монтаж и эксплуатация преобразователя расхода должны осуществляться на измерительных трубопроводах, шероховатости внутренней поверхности которых не превышают допускаемый предел, установленный для при меняемого типа преобразователя расхода.

· 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. Дополнительная погрешность измерения расхода, обусловленная данным фактором, может быть снижена путем увеличения частоты измерений компонентного состава и/или плотности. Рекомендуется частоту измерений состава и плотности газа при стандартных условиях устанавливать исходя из допускаемой погрешности (неопределенности) результатов определений плотности газа при стандартных условиях и возможных изменений ее значения за заданный период времени (например, сутки, месяц).

3. Выбор СИ узла учета газа

К эксплуатации в составе узла учета газа допускаются средства измерения, прошедшие государственные испытания для целей утверждения типа средств измерения (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. 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. газ расходометр счетчик

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

3.1 Выбор расходометра счетчика газа

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.

Выводы

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

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

· 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.

· Необходимым условием применения ПР для создания коммерческих УУГ 3-го и 4-го уровня является широкий диапазон измерения расхода газа: не менее 1:20, желательно - 1:30 и более. Данному требованию в наибольшей степени отвечают ПР, перечисленные в п. 3 выводов, за исключением ПР переменного перепада давлений.

· 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.

Литература

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.

Размещено на Allbest.ru