Проблема измерения расхода попутного газа. В.П. Горский
Смотреть статью в формате pdf
В соответствии с [1] природный газ - это газовая смесь, компонентами которой являются в основном предельные углеводороды (Сn Н2n+2), азот, диоксид углерода и сероводород.
В статье рассматривается измерение расхода смеси газов, находящейся в газообразном состоянии. В газообразном состоянии, кроме вышеперечисленных компонентов, в составе смеси газов могут в небольших количествах находиться и другие компоненты: водяной пар, водород, кислород, аргон, оксид углерода, этилен, гелий и т. д. Измерение расхода газа возможно прямым методом (путем измерения плотности в реальном времени) и косвенным (путем вычисления плотности как функции давления и температуры). Мы остановимся на косвенном методе измерений как на применяемом существенно шире. В этом методе для расчета теплофизических параметров природного газа (плотности, фактора сжимаемости, показателя адиабаты, коэффициента динамической вязкости) используются приведенные в табл. 2 документы.
Кроме теплофизических параметров газа, для вычисления расхода необходимо определить объемный расход газа в рабочих условиях. Для этого в основном используются следующие первичные преобразователи (см. табл. 3).
Документы [2] и [4] выпущены взамен документов [3] и [5] и введены в действие относительно недавно: 1.01.2007 и 1.07.2007 соответственно. В этих документах установлены новые требования к измерительному участку трубопровода, монтажу средств измерений, изменена методика определения погрешности узлов учета газа (далее УУГ). Основные отличия стандартов [2] и [3], касающиеся их практического применения в УУГ, следующие (см. табл. 4). Основные отличия [4] и [5] следующие (см. табл. 5). При проектировании УУГ необходимо выполнить расчет диапазона измерений расхода газа и погрешности измерения в этом диапазоне. Затем следует выбрать средства измерений, в частности вычислитель (корректор), которые обеспечивали бы получение в итоге расхода и количества газа, приведенного к стандартным условиям. При решении каждой из этих задач используются нормативные документы, указанные выше.
Наше предприятие является разработчиком программного комплекса «ПРОМАВТОМАТИКА-СГ», предназначенного для выполнения расчетов УУГ, выполненных в соответствии с [4], и разработчиком вычислителя УВП-280, обеспечивающего, в частности, измерение расхода и количества природного газа различного состава (в т. ч. обычного метана, попутного влажного нефтяного газа, умеренно-сжатых газовых смесей, чистых газов и т. д.) в соответствии с [1]-[9]. Поэтому все проблемы, связанные с проектированием УУГ и вычислениями расхода и количества газа, нам близки, и мы пытаемся их решать в течение последних 15 лет.
Остановимся на этих проблемах. Первая группа проблем связана с несовершенством нормативной базы.
1.1 Диапазоны изменения давления и температуры природного газа, в которых возможно выполнение расчетов расхода и погрешностей УУГ, должны соответствовать требованиям стандарта [1] и документам Государственной службы стандартных справочных данных (ГСССД), а именно:
- минимальное абсолютное давление природно-го газа в рабочих условиях должно быть не менее 0,1 МПа;
минимальная температура природного газа в рабочих условиях должна быть:
- 23 °С для метана по [1];
- 10 °С для попутного нефтяного по [8].
Для некоторых реальных УУГ в нашей стране температура газа может быть ниже -23 °С и тем более -10 °С (для трубопроводов в холодных регионах), а абсолютное давление меньше 0,1 МПа (для УУГ с избыточным давлением 1...3 кПа и барометрическим давлением менее 740 мм рт. ст.). Как выполнять в этих случаях расчет расхода газа в стандартных условиях непонятно, т. к. рассчитать коэффициент сжимаемости в этом случае нельзя.
1.2 При измерении смеси газов, содержащей тяжелые углеводороды и водяной пар, в ГСССД отсутствуют алгоритмы определения фазового состояния этой смеси. В [9] такой алгоритм есть, но и он приближенный. Такие газовые смеси при отрицательных температурах легко переходят в двухфазное состояние, и в этом случае измерение расхода с определенным пределом погрешности становится невозможным. При этом факт перехода газа в двухфазное состояние установить по компонентному составу, давлению и температуре точно нельзя.
1.3 Для УУГ в соответствии с [4] расчет погрешности измерения расхода газа выполняется по формуле:
δ V c = {δ2V + δ2в + ϑ2Рδ2Р + ϑ2Tδ2T + δ2К}0,5
По сравнению с аналогичной формулой предыдущей редакции в [5]
δV = {δ22V + ϑ2Tδ2T + ϑ2рδ2р}0,5
формула в [4] составлена с учетом всех составляющих погрешностей, в частности, учитывается погрешность определения коэффициента сжимаемости 5к. Погрешность определения этого коэффициента в [4] и [5] рассчитывают по формуле:
δK = (δ2+δ2uσ)0,5
где δ - методическая погрешность расчета коэффициента сжимаемости, определяемая по табл. 1 части 2 [1]; δuσ - погрешность расчета коэффициента сжимаемости, связанная с погрешностью измерения исходных данных. Расчет значения погрешности δuσ для методов ОЕКО-91 мод. и NX19 мод. выполняется в соответствии с [4] по формуле (42):
δuσ = ϑрcδрc
В то же время в части 2 [1] расчет этой же погрешности выполняется по формуле (86):
δuσ = K -1((K TTδT)2 + (Kрpδр)2 + (Kрсpсδрс)2 + (Kxaxaδxa)2 + (Kxyxyδxy)2)0,5
Таким образом, в [4] учитывается только составляющая, связанная с погрешностью измерения плотности в стандартных условиях 5рс с соответствующим коэффициентом влияния (в фор-муле (86) части 2 [1] это третье слагаемое Крс рс δрс). При этом коэффициенты влияния плотности в стандартных условиях в документах [1] и [4] рассчитываются по разным формулам.
1.4 Еще одна проблема, связанная с нормативной базой, - это введение в действие с 01.01.2008 г. нового стандарта [6] на термометры (так теперь называются термопреобразователи сопротивления) взамен [7]. В новом ГОСТе, в частности, изменены НСХ медных термометров с температурным коэффициентом α = 1,428 и платиновых термометров с α = 0,391, исключены медные термометры с α = 1,426, изменены классификация допусков и значения этих допусков. Порядок введения нового стандарта [6] пока не конкретизирован, что порождает много вопросов при использовании термометров на УУГ. Можно ли устанавливать на коммерческих узлах учета термометры, изготовленные по требованиям [7]? Как рассчитывать погрешность термометра, изготовленного после 01.01.2008 г., в зависимости от класса допуска - по [6] или по [7]? Можно ли применять вычислители, сертифицированные на работу с термометрами по [7], с термометрами, изготовленными по [6]?
Вторая группа проблем связана с практическим выполнением проектных расчетов расхода и погрешностей измерения расхода.
2.1 Проверка прямых участков.
При использовании СУ по [2] серьезно ужесточились требования к прямым участкам ИТ. Многие существующие УУГ перестали соответствовать требованиям данного стандарта к расположению местных сопротивлений на измерительном участке трубопровода. Вариантов у владельцев УУГ в этом случае два: реконструкция трубопровода (как правило, либо дорогая, либо практически невозможная) или разработка методики выполнения измерений (МВИ). Основная проблема разработки такой МВИ заключается в определении конкретного значения дополнительной погрешности, связанной с несоответствием длин прямых участков измерительного трубопровода требованиям [2]. Так как нормативные документы, регламентирующие расчет такой погрешности, отсутствуют, то задача ее определения достаточна сложна. Даже получив значение этой погрешности какими-либо расчетными методами, определить затем ее достоверность практически невозможно.
2.2 Параметры, необходимые для расчета погрешности измерения расхода газа, либо отсутствуют в основной технической документации (ТД): описание типа, паспорт, руководство по эксплуатации, либо их невозможно использовать. Поясню на конкретных примерах.
Рассчитываем погрешность УУГ, выполненного по Правилам [4]. Эти Правила ( как, впрочем, и стандарт [2] ) требуют выполнять расчет погрешности измерения объема газа, приведенного к стандартным условиям, как сумму основной и дополнительной погрешностей. Дополнительная погрешность обусловлена наличием дополнительной погрешности датчика давления с изменением температуры окружающей среды относительно нормальных условий поверки этого датчика. В ТД на многие приборы параметр дополнительной погрешности датчика давления отсутствует. А не учитывать этот параметр при температуре воздуха в зоне эксплуатации, существенно отличающейся от нормальных условий эксплуатации датчика давления, нельзя.
Вот пример, который иллюстрирует этот факт. В состав УУГ входит датчик абсолютного давления с верхним пределом 1 МПа. Датчик имеет дополнительную погрешность 0,9 % на каждые 10 °С изменения температуры воздуха относительно 20 °С (значение реальное, взято для датчика «Метран-100»). Температура воздуха в зоне эксплуатации отличается от нормальных условий эксплуатации датчика давления на 30 °С. При этом предел погрешности измерения расхода газа равен 4,7 %. При обеспечении температуры воздуха в зоне эксплуатации, равной температуре нормальных условий эксплуатации датчика давления, предел погрешности измерения расхода газа составил 2,1 %.
Другой пример, который иллюстрирует невозможность использования в расчетах параметра, приведенного в описании типа средства измерений (СИ). Вот строка из описания типа корректора: «Предел допускаемой относительной погрешности при измерении температуры в диапазоне от -20 до +60 °С равен 0,1 %». В таком приборе при измерении температуры, близкой к 0 °С, погрешность стремится к бесконечности, что, конечно, не так. Еще пример, когда формально применить СИ, в данном случае корректор, нельзя. В паспорте на корректор написано следующее: «Коэффициент сжимаемости газа рассчитывается по одному из методов: AGA8, AGA NX19, AGA19 mod, S-GERG88».
В соответствии же с требованиями [2] и [4], «коэффициент сжимаемости газа К рассчитыва-ют по ГОСТ 30319.2. При этом допускается применять следующие методы расчета коэффициента сжимаемости:
- модифицированный метод NX19 мод.;
- модифицированное уравнение состояния GERG-91 мод.;
- уравнение состояния AGA8-92DC;
- уравнение состояния ВНИЦ СМВ;
2.3 В [4] впервые появилось требование перерасчета показаний корректора в случае принятия плотности газа при стандартных условиях и барометрического давления за условно-постоянные величины. Такой перерасчет связан с тем, что при вводе вручную значений плотности газа при стандартных условиях или барометрического давления эти значения вводятся в корректор с опозданием, как правило, на сутки, а не в режиме реального времени. Проблема перерасчета по изменению плотности для большинства УУГ неактуальна. Это связано с тем, что на большинстве УУГ изменение плотности газа находится в пределах не более 0,01 кг/м3, что составляет примерно 2 %. Для такого изменения плотности газа при давлениях до 1 МПа в соответствии с [4] перерасчет не требуется.
А вот при использовании в составе УУГ датчика избыточного давления и вводе ежедневно вручную барометрического давления перерасчет может потребоваться. Например, при абсолютном давлении газа, равном 0,4 МПа, перерасчет придется проводить при изменении барометрического давления всего на 3 мм рт. ст. Выполнение таких перерасчетов вручную достаточно трудоемко, т. к. для месячного отчета надо сделать 60 (30 по плотности плюс 30 по барометрическому давлению) проверок и возможных перерасчетов по формулам ПР. Для автоматизации процесса необходима дополнительная поддержка со стороны корректоров (вычислителей) или программы верхнего уровня. В заключение хочу сказать, что для решения обозначенных проблем и облегчения работы по проектированию и проверке УУГ надо поработать всем: и разработчикам СИ, и Федерального агентству по техническому регулированию и метрологии в лице его институтов и метрологических центров.
Список литературы
1. ГОСТ 30319.(0-3)-96 Газ природный. Методы расчета физических свойств.
2. ГОСТ 8.586.(1-5)-2005 Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств.
3. ГОСТ 8.563.(1-3)-97 Измерение расхода и количества жидкостей и газов методом переменного перепада давления.
4. ПР 50.2.019-2006 ГСИ. Методика выполнения измерений при помощи турбинных, ротационных и вихревых счетчиков.
5. ПР 50.2.019-96 ГСИ. Методика выполнения измерений при помощи турбинных и ротационных счетчиков.
6. ГОСТ Р 8.625-2006 Термометры сопротивления из платины, меди никеля. Общие технические требования и методы испытаний.
7. ГОСТ 6651-94 Термопреобразователи сопротивления. Общие технические требования и методы испытаний.
8. ГСССД МР 113-03 Определение плотности, фактора сжимаемости, показателя адиабаты и коэффициента динамической вязкости влажного нефтяного газа в диапазоне температур 263...500 К при давлениях до 15 МПа.
9. ГСССД МР 118-05 Расчет плотности, фактора сжимаемости, показателя адиабаты и коэффициента динамической вязкости умеренносжатых газовых смесей.
| Компонент | Объемная доля, % |
| Метан | 60 …100 |
| Этан | 0 …12 |
| Пропан | 0 …6 |
| Бутаны | 0 …4 |
| Пентаны | 0 …4 |
| Азот | 0 …16 |
| Диоксид углерода | 0 … 16 |
| Сероводород | 0 … 1 |
В статье рассматривается измерение расхода смеси газов, находящейся в газообразном состоянии. В газообразном состоянии, кроме вышеперечисленных компонентов, в составе смеси газов могут в небольших количествах находиться и другие компоненты: водяной пар, водород, кислород, аргон, оксид углерода, этилен, гелий и т. д. Измерение расхода газа возможно прямым методом (путем измерения плотности в реальном времени) и косвенным (путем вычисления плотности как функции давления и температуры). Мы остановимся на косвенном методе измерений как на применяемом существенно шире. В этом методе для расчета теплофизических параметров природного газа (плотности, фактора сжимаемости, показателя адиабаты, коэффициента динамической вязкости) используются приведенные в табл. 2 документы.
| Документ | Нормативные документы | Параметры газа | Состав газа | |
| Ра, МПа | t, ºC | |||
| ГОСТ 30319 | Природный газ, метод NX19 | 0.1…12 | -23…+66 | Смесь газов: метан (не менее 70%), азот, диоксид углерода |
| ГОСТ 30319 | Природный газ, метод GERG-91 | 0.1…12 | -23…+66 | Смесь газов: метан (не менее 70%), азот, диоксид углерода |
| ГОСТ 30319 | Природный газ, метод AGA8-92DC | 0.1…12 | -23…+66 | Смесь газов: метан, этан, пропан, нормальный и изобутан, азот, диоксид углерода, сероводород, гелий, кислород, нормальный и изопентан, н-гексан, нгептан, н-октан, водяной пар, аргон, моноксид углерода |
| ГСССД МР 107-98 | Газовые смеси ШФЛУ | 0,1…0,5 | -33…+75 | Смесь газов: метан, этан, пропан, нормальный и изобутаны, нормальный и изопентаны, нормальный гексан + высшие, азот, диоксид углерода, сероводород |
| ГСССД МР 113–03 | Нефтяной газ | 0.1…15 | -10…+226 | Смесь газов: метан, этан, пропан, нормальный и изобутан, нормальный и изопентан, гексан, гептан, азот, диоксид углерода, сероводород, кислород, водяной пар |
| ГСССД МР 118-05 | Умеренно-сжатые газовые смеси переменного состава | 0.1…10 | -73…+125 | Смесь газов: метан, этан, пропан, нормальный и изобутан, нормальный и изопентан, гексан, азот, диоксид углерода, водород, кислород, аргон, оксид углерода, этилен, гелий-4, сероводород и аммиак |
| ГСССД МР 134-2007 | Азот, аммиак, аргон, ацетилен, водород, кислород, диоксид углерода | 0.1…10 | -73…+150 | Чистые газы (7 газов) |
| ГСССД МР 135-2007 | Технически важные газы и смеси газов | 0,1…5 | -40…+60 | Азот, воздух. Водородсодержащая смесь газов: водород (>90%), кислород, диоксид углерода Сероводородная смесь газов: сероводород (>70%), метан, этан, у/в с3 (пропан), нбутан, бутилен, азот, диоксид углерода, у/в с5 (н-пентан), у/в с6 (н-гексан), этилен, аммиак, водяной пар |
| ГСССД МР 136-2007 | Газовые водородсодержащие смеси | 0,1…30 | -15…+250 | Смесь газов: водород, метан, азот, аммиак, аргон |
Кроме теплофизических параметров газа, для вычисления расхода необходимо определить объемный расход газа в рабочих условиях. Для этого в основном используются следующие первичные преобразователи (см. табл. 3).
| Преобразователь | Нормативный документ |
| Сужающие устройства | ГОСТ 8.586-2005 |
| Турбинные, ротационные и вихревые счетчики | ПР 50.2.019-2006 |
| Осредняющие напорные трубки типа Аннубар | МИ 2667-2004 |
| Другие преобразователи (ультразвуковые, струйные, анемометрические и т.д.) | Техдокументация |
Документы [2] и [4] выпущены взамен документов [3] и [5] и введены в действие относительно недавно: 1.01.2007 и 1.07.2007 соответственно. В этих документах установлены новые требования к измерительному участку трубопровода, монтажу средств измерений, изменена методика определения погрешности узлов учета газа (далее УУГ). Основные отличия стандартов [2] и [3], касающиеся их практического применения в УУГ, следующие (см. табл. 4). Основные отличия [4] и [5] следующие (см. табл. 5). При проектировании УУГ необходимо выполнить расчет диапазона измерений расхода газа и погрешности измерения в этом диапазоне. Затем следует выбрать средства измерений, в частности вычислитель (корректор), которые обеспечивали бы получение в итоге расхода и количества газа, приведенного к стандартным условиям. При решении каждой из этих задач используются нормативные документы, указанные выше.
| Изменение | Результат изменения |
| Изменены требования к значениям в и Ве | Расширена область применения |
| Изменены формулы для расчета ряда коэффициентов | Изменение в измерении расхода в пределах ± 0,2 % |
| Введены требования к теплоизоляции измерительного трубопровода (ИТ) | Теплоизоляция участка ИТ до и после места установки термометра |
| Требования по шероховатости предъявляются к участку ИТ до диафрагмы на длине не менее 10^ и не менее 4^ после сужающего устройства (СУ) | Техдокументация |
| Новые требования к необходимым длинам прямых участков ИТ | Учитываются три местных сопротивления до СУ. В несколько раз ужесточились требования к местным сопротивлениям типа «группа колен» |
Наше предприятие является разработчиком программного комплекса «ПРОМАВТОМАТИКА-СГ», предназначенного для выполнения расчетов УУГ, выполненных в соответствии с [4], и разработчиком вычислителя УВП-280, обеспечивающего, в частности, измерение расхода и количества природного газа различного состава (в т. ч. обычного метана, попутного влажного нефтяного газа, умеренно-сжатых газовых смесей, чистых газов и т. д.) в соответствии с [1]-[9]. Поэтому все проблемы, связанные с проектированием УУГ и вычислениями расхода и количества газа, нам близки, и мы пытаемся их решать в течение последних 15 лет.
| Изменение | Результат изменения |
| Расширен список типов счетчиков | Включены вихревые преобразователи расхода |
| Приведены формулы расчета энергосодержания газа и погрешности его измерения | Необходимо рассчитывать энергосодержание газа и погрешность его измерения |
| Уточнены алгоритмы расчета пределов погрешностей результатов измерений | Расчет пределов погрешностей результатов измерений необходимо выполнять при помощи программы |
| Уточнены требования к условиям измерений, составу узлов учета, монтажу счетчиков и средств измерений параметров газа | При реконструкции УУГ возможно существенное изменение его проекта |
| Изменена процедура обработки результатов измерений с учетом возможных вариантов компоновки УУГ | Возможно уточнение показаний корректора по количеству газа в конце месяца |
Остановимся на этих проблемах. Первая группа проблем связана с несовершенством нормативной базы.
1.1 Диапазоны изменения давления и температуры природного газа, в которых возможно выполнение расчетов расхода и погрешностей УУГ, должны соответствовать требованиям стандарта [1] и документам Государственной службы стандартных справочных данных (ГСССД), а именно:
- минимальное абсолютное давление природно-го газа в рабочих условиях должно быть не менее 0,1 МПа;
минимальная температура природного газа в рабочих условиях должна быть:
- 23 °С для метана по [1];
- 10 °С для попутного нефтяного по [8].
Для некоторых реальных УУГ в нашей стране температура газа может быть ниже -23 °С и тем более -10 °С (для трубопроводов в холодных регионах), а абсолютное давление меньше 0,1 МПа (для УУГ с избыточным давлением 1...3 кПа и барометрическим давлением менее 740 мм рт. ст.). Как выполнять в этих случаях расчет расхода газа в стандартных условиях непонятно, т. к. рассчитать коэффициент сжимаемости в этом случае нельзя.
1.2 При измерении смеси газов, содержащей тяжелые углеводороды и водяной пар, в ГСССД отсутствуют алгоритмы определения фазового состояния этой смеси. В [9] такой алгоритм есть, но и он приближенный. Такие газовые смеси при отрицательных температурах легко переходят в двухфазное состояние, и в этом случае измерение расхода с определенным пределом погрешности становится невозможным. При этом факт перехода газа в двухфазное состояние установить по компонентному составу, давлению и температуре точно нельзя.
1.3 Для УУГ в соответствии с [4] расчет погрешности измерения расхода газа выполняется по формуле:
δ V c = {δ2V + δ2в + ϑ2Рδ2Р + ϑ2Tδ2T + δ2К}0,5
По сравнению с аналогичной формулой предыдущей редакции в [5]
δV = {δ22V + ϑ2Tδ2T + ϑ2рδ2р}0,5
формула в [4] составлена с учетом всех составляющих погрешностей, в частности, учитывается погрешность определения коэффициента сжимаемости 5к. Погрешность определения этого коэффициента в [4] и [5] рассчитывают по формуле:
δK = (δ2+δ2uσ)0,5
где δ - методическая погрешность расчета коэффициента сжимаемости, определяемая по табл. 1 части 2 [1]; δuσ - погрешность расчета коэффициента сжимаемости, связанная с погрешностью измерения исходных данных. Расчет значения погрешности δuσ для методов ОЕКО-91 мод. и NX19 мод. выполняется в соответствии с [4] по формуле (42):
δuσ = ϑрcδрc
В то же время в части 2 [1] расчет этой же погрешности выполняется по формуле (86):
δuσ = K -1((K TTδT)2 + (Kрpδр)2 + (Kрсpсδрс)2 + (Kxaxaδxa)2 + (Kxyxyδxy)2)0,5
Таким образом, в [4] учитывается только составляющая, связанная с погрешностью измерения плотности в стандартных условиях 5рс с соответствующим коэффициентом влияния (в фор-муле (86) части 2 [1] это третье слагаемое Крс рс δрс). При этом коэффициенты влияния плотности в стандартных условиях в документах [1] и [4] рассчитываются по разным формулам.
1.4 Еще одна проблема, связанная с нормативной базой, - это введение в действие с 01.01.2008 г. нового стандарта [6] на термометры (так теперь называются термопреобразователи сопротивления) взамен [7]. В новом ГОСТе, в частности, изменены НСХ медных термометров с температурным коэффициентом α = 1,428 и платиновых термометров с α = 0,391, исключены медные термометры с α = 1,426, изменены классификация допусков и значения этих допусков. Порядок введения нового стандарта [6] пока не конкретизирован, что порождает много вопросов при использовании термометров на УУГ. Можно ли устанавливать на коммерческих узлах учета термометры, изготовленные по требованиям [7]? Как рассчитывать погрешность термометра, изготовленного после 01.01.2008 г., в зависимости от класса допуска - по [6] или по [7]? Можно ли применять вычислители, сертифицированные на работу с термометрами по [7], с термометрами, изготовленными по [6]?
Вторая группа проблем связана с практическим выполнением проектных расчетов расхода и погрешностей измерения расхода.
2.1 Проверка прямых участков.
При использовании СУ по [2] серьезно ужесточились требования к прямым участкам ИТ. Многие существующие УУГ перестали соответствовать требованиям данного стандарта к расположению местных сопротивлений на измерительном участке трубопровода. Вариантов у владельцев УУГ в этом случае два: реконструкция трубопровода (как правило, либо дорогая, либо практически невозможная) или разработка методики выполнения измерений (МВИ). Основная проблема разработки такой МВИ заключается в определении конкретного значения дополнительной погрешности, связанной с несоответствием длин прямых участков измерительного трубопровода требованиям [2]. Так как нормативные документы, регламентирующие расчет такой погрешности, отсутствуют, то задача ее определения достаточна сложна. Даже получив значение этой погрешности какими-либо расчетными методами, определить затем ее достоверность практически невозможно.
2.2 Параметры, необходимые для расчета погрешности измерения расхода газа, либо отсутствуют в основной технической документации (ТД): описание типа, паспорт, руководство по эксплуатации, либо их невозможно использовать. Поясню на конкретных примерах.
Рассчитываем погрешность УУГ, выполненного по Правилам [4]. Эти Правила ( как, впрочем, и стандарт [2] ) требуют выполнять расчет погрешности измерения объема газа, приведенного к стандартным условиям, как сумму основной и дополнительной погрешностей. Дополнительная погрешность обусловлена наличием дополнительной погрешности датчика давления с изменением температуры окружающей среды относительно нормальных условий поверки этого датчика. В ТД на многие приборы параметр дополнительной погрешности датчика давления отсутствует. А не учитывать этот параметр при температуре воздуха в зоне эксплуатации, существенно отличающейся от нормальных условий эксплуатации датчика давления, нельзя.
Вот пример, который иллюстрирует этот факт. В состав УУГ входит датчик абсолютного давления с верхним пределом 1 МПа. Датчик имеет дополнительную погрешность 0,9 % на каждые 10 °С изменения температуры воздуха относительно 20 °С (значение реальное, взято для датчика «Метран-100»). Температура воздуха в зоне эксплуатации отличается от нормальных условий эксплуатации датчика давления на 30 °С. При этом предел погрешности измерения расхода газа равен 4,7 %. При обеспечении температуры воздуха в зоне эксплуатации, равной температуре нормальных условий эксплуатации датчика давления, предел погрешности измерения расхода газа составил 2,1 %.
Другой пример, который иллюстрирует невозможность использования в расчетах параметра, приведенного в описании типа средства измерений (СИ). Вот строка из описания типа корректора: «Предел допускаемой относительной погрешности при измерении температуры в диапазоне от -20 до +60 °С равен 0,1 %». В таком приборе при измерении температуры, близкой к 0 °С, погрешность стремится к бесконечности, что, конечно, не так. Еще пример, когда формально применить СИ, в данном случае корректор, нельзя. В паспорте на корректор написано следующее: «Коэффициент сжимаемости газа рассчитывается по одному из методов: AGA8, AGA NX19, AGA19 mod, S-GERG88».
В соответствии же с требованиями [2] и [4], «коэффициент сжимаемости газа К рассчитыва-ют по ГОСТ 30319.2. При этом допускается применять следующие методы расчета коэффициента сжимаемости:
- модифицированный метод NX19 мод.;
- модифицированное уравнение состояния GERG-91 мод.;
- уравнение состояния AGA8-92DC;
- уравнение состояния ВНИЦ СМВ;
2.3 В [4] впервые появилось требование перерасчета показаний корректора в случае принятия плотности газа при стандартных условиях и барометрического давления за условно-постоянные величины. Такой перерасчет связан с тем, что при вводе вручную значений плотности газа при стандартных условиях или барометрического давления эти значения вводятся в корректор с опозданием, как правило, на сутки, а не в режиме реального времени. Проблема перерасчета по изменению плотности для большинства УУГ неактуальна. Это связано с тем, что на большинстве УУГ изменение плотности газа находится в пределах не более 0,01 кг/м3, что составляет примерно 2 %. Для такого изменения плотности газа при давлениях до 1 МПа в соответствии с [4] перерасчет не требуется.
А вот при использовании в составе УУГ датчика избыточного давления и вводе ежедневно вручную барометрического давления перерасчет может потребоваться. Например, при абсолютном давлении газа, равном 0,4 МПа, перерасчет придется проводить при изменении барометрического давления всего на 3 мм рт. ст. Выполнение таких перерасчетов вручную достаточно трудоемко, т. к. для месячного отчета надо сделать 60 (30 по плотности плюс 30 по барометрическому давлению) проверок и возможных перерасчетов по формулам ПР. Для автоматизации процесса необходима дополнительная поддержка со стороны корректоров (вычислителей) или программы верхнего уровня. В заключение хочу сказать, что для решения обозначенных проблем и облегчения работы по проектированию и проверке УУГ надо поработать всем: и разработчикам СИ, и Федерального агентству по техническому регулированию и метрологии в лице его институтов и метрологических центров.
Список литературы
1. ГОСТ 30319.(0-3)-96 Газ природный. Методы расчета физических свойств.
2. ГОСТ 8.586.(1-5)-2005 Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств.
3. ГОСТ 8.563.(1-3)-97 Измерение расхода и количества жидкостей и газов методом переменного перепада давления.
4. ПР 50.2.019-2006 ГСИ. Методика выполнения измерений при помощи турбинных, ротационных и вихревых счетчиков.
5. ПР 50.2.019-96 ГСИ. Методика выполнения измерений при помощи турбинных и ротационных счетчиков.
6. ГОСТ Р 8.625-2006 Термометры сопротивления из платины, меди никеля. Общие технические требования и методы испытаний.
7. ГОСТ 6651-94 Термопреобразователи сопротивления. Общие технические требования и методы испытаний.
8. ГСССД МР 113-03 Определение плотности, фактора сжимаемости, показателя адиабаты и коэффициента динамической вязкости влажного нефтяного газа в диапазоне температур 263...500 К при давлениях до 15 МПа.
9. ГСССД МР 118-05 Расчет плотности, фактора сжимаемости, показателя адиабаты и коэффициента динамической вязкости умеренносжатых газовых смесей.
Владимир Павлович Горский,
зам. директора, ООО «СКБ «Промавтоматика»,
г. Зеленоград,
e-mail: gvp@skbpa.ru