К вопросу о выборе метода измерения расхода и количества газа

22.12.2010

     Основная цель Федерального закона № 261 «Об энергосбережении……», принятого 23 ноября 2009 г., состоит в том, чтобы создать правовые, экономические и организационные основы стимулирования энергосбережения и повышения энергетической эффективности.

     Повсеместное измерение потребления коммунальных ресурсов и установка приборов: повысит прозрачность расходования энергоресурсов; создаст возможности реальной экономии энергоресурсов за счет оценки эффекта от потенциальных мероприятий по энергосбережению; позволит определить потери энергоресурсов по пути от источника до потребителя.

     В связи с этим вопрос о правильном выборе оборудования для коммерческих узлов учета природного газа не только не потерял своей актуальности, но приобретает все более важное значение.

     Опыт, накопленный за последние годы, в течение которых в эксплуатацию были введены многие тысячи современных расходомеров (счетчиков) газа, 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. Так 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.

     В случае появления на рынках 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 широким опытом эксплуатации приборов учета, зачастую вводят потребителя в заблуждение и в конечном итоге не оправдывают их ожиданий.

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

     Но все-ли присутствующие сейчас на рынке расходомеры в одинаковой степени подходят к применению в составе коммерческих узлов учета природного газа? Ответ на этот вопрос дает утвержденный и введенный в действие с 23 августа 2010 года стандарт ОАО "Газпром" СТО Газпром 5.32-2009 "Обеспечение единства измерений. Организация измерений природного газа".

     В представленной ниже таблице указаны области применения преобразователей расхода (ПР) в соответствии с данным стандартом.

 

Метод измерения или тип ПР, или счетчикаВнутренний диаметр трубопровода, ммАбсолютное давление газа, МПаДиапазон расходовКласс узла измерений1Примечание
Метод переменного перепада давления с СУот 150 до 1000свыше 0,201:10 (с двумя преобразователями перепада давления)Первый, Второй 
Метод переменного перепада давления с осредняющей напорной трубкойот 300 
до 1400
свыше 0,61:10 (с двумя преобразователями перепада давления)ВторойНе применяется для узлов коммерческих измерений
Турбинныйот 50 до 300свыше 0,101:5Первый 
1:20Второй
Ультразвуковой корпуснойот 100 до 700свыше 0,31:20Первый 
1:30Второй
Ультразвуковой корпуснойот 100
до 1400>
свыше 0,3>1:50ВторойНе применяется для узлов коммерческих измерений
>Ультразвуковой с накладными датчиками>свыше 1,0
Ротационныйот 50 до 200от 0,10 до 1,61:20Первый 
1:100Второй
Вихревойот 50 до 300от 0,15 до 1,61:20Второй 
Термоанемометрический корпуснойот 25 до 150от 0,05 до 4,01:15ВторойНе применяется для узлов коммерческих измерений
Термоанемометрический погружнойот 80 до 1500

от 0,05
до 2,0

1:10Второй
Кориолисовыйот 50 до 150свыше 0,61:10

Первый
Второй

 
1 В зависимости от предела допускаемой относительной погрешности измерений расхода и количества газа узлы измерений разделяют на два класса:
I класс – предел относительной погрешности не более 1,0 %
II класс - предел относительной погрешности более 1,0 %

 

     Из приведенной таблицы видно, что в соответствие с СТО Газпром 5.32-2009 "Обеспечение единства измерений. Организация измерений природного газа. Определенные типы расходомеров не могут применяться для коммерческого учета природного газа из-за ряда причин, в том числе из-за несоответствия технических характеристик современным требованиям, негативного опыта эксплуатации или из-за отсутствия опыта эксплуатации вообще. Также, хотя в последнее время появилось много расходомеров, работающих на принципах измерения, ранее не применявшихся для учета природного газа, такие типы расходомеров вообще не вошли в данную таблицу, т.е., по мнению разработчиков СТО Газпром 5.32-2009 "Обеспечение единства измерений. Организация измерений природного газа", не могут применяться не только для коммерческого, но и для технологического учета природного газа.

     Технологическое оборудование выбирают с учетом:

  • необходимости обеспечения минимальной и максимальной проектной производительности узла измерений;
  • 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].

     Таким образом, одним из главных критериев применимости того или иного ПР (методов измерения) для коммерческого учета газа является стабильность коэффициента преобразования расходомера в максимально широком диапазоне изменения режимов течения газа в трубопроводе [3]. 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.

     В заключении можно сказать, что диафрагменные (сети низкого давления), а также турбинные и ротационные счетчики газа, с учетом их технических характеристик и большого опыта эксплуатации, наиболее полно отвечают требованиям, предъявляемым к ПР, применяемых в коммерческих узлах учета газа при диаметрах газопровода не выше 300 мм. и при расходах до 6000 м3/ч.

_______________________________

1 - Термин расходомеры газа на сегодняшний день является более корректным, поскольку наряду с традиционными, классическими методами измерения применяются новые методы измерения, такие как: вихревой, ультразвуковой и кориолисовый.

 

     Литература:

  1. Организация измерений природного газа. СТО Газпром 5.32-2009
  2. Иванушкин И.Ю. Приборы учета – всеми ли можно пользоваться?
  3. Золотаревский С.А. О применимости вихревого метода измерения для коммерческого учета газа// Энергоанализ и энергоэффективность - 2006, № 1.
  4. 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.
Гущин Олег Григорьевич
Гущин Олег Григорьевич,
управляющий по качеству, к.т.н.