Проверка реализации МВИ ПР 50.2.019-2006 на узлах учета природного газа при помощи программного комплекса ПРОМАВТОМАТИКА-СГ. В.П. Горский
Смотреть статью в формате pdf
С 1 июня 2007 г. введены в действие Правила ПР 50.2.019-2006 «Методика выполнения измерений при помощи турбинных, ротационных и вихревых счетчиков». Эти Правила устанавливают новые требования к измерительному трубопроводу, монтажу средств измерений, методику определения погрешности узлов учета газа (далее УУГ). В соответствии с разделом 10 этих Правил метрологические службы проводят проверку УУГ в части правил ности монтажа измерител ного участка и средств измерений, а также соблюдение установленных требований к нормам погрешности измерений перед пуском УУГ в эксплуатацию, после реконструкции УУГ и в спорных случаях между поставщиком и потребителем.
Соблюдение установленных требований к нормам погрешности измерений объема газа особенно актуально в связи с введением в действие в ближайшее время новых Правил учета газа взамен [3]. В этих Правилах планируется установить конкретные значения норм погрешности измерения объема газа в пределах от 1% до 4% в зависимости от расхода газа.
Выполнять проверки УУГ на соответствие требованиям Правил, особенно проверку погрешности измерений в диапазоне рабочих условий эксплуатации, вручную без наличия программного комплекса практически очен трудно.
Для выполнения проверки УУГ на соответствие требованиям Правил ВНИИМС был аттестован программный комплекс «ПРОМАВТОМАТИКА-СГ» (далее - ПК), предназначенный для выполнения расчетов узлов учета газа (далее - УУГ), выполненных в соответствии с [1].
ПК позволяет выполнят расчеты диапазонов объемного расхода природного газа при стандартных условиях и пределов погрешности измерений объема природного газа при стандартных условиях, пределов погрешности измерений энергосодержания природного газа, проверку правильности установки средств измерений на трубопроводе, формирование паспорта (свидетельства о метрологической экспертизе) на УУГ. Во всех редакциях проекта Правил учета газа имеются требования к технической документации, необходимой для приемки УУГ в эксплуатацию. Эта документация обязател но должна, в частности, включать паспорт на УУГ. При выполнении расчетов погрешности УУГ при помощи ПК задача оформления паспорта решается автоматически. Все внов ь вводимые в эксплуатацию УУГ должны с 1.06.2007 проектироваться в соответствии с требованиями [1]. При выборе измерител ного участка, выборе средств измерений, входящих в состав УУГ, зачастую трудно одновременно учесть все требования Правил, тем более, что некоторые из требований существенно отличаются от предыдущей редакции ПР 50.2.019-96. Например, место для отбора давления для датчика давления ранее могло располагаться на расстоянии от 0.5Э до Ш до счетчика, а стало от Ш до 3Э. При проектировании УУГ ПК может испол зоват ся как инструмент, который автоматически выполняет все необходимые проверки и в случае несоответствия Правилам подскажет правил ный вариант.
Общее представление о ПК можно составить по основному окну программы (рис.1) и окну результатов расчета (рис.2). В формируемом ПК паспорте УУГ, кроме резул ьтатов расчета, выводится блок исходных данных, включающих состав средств измерений и их характеристики, параметры измерител ного участка, параметры природного газа в условиях эксплуатации.
- абсолютное давления природного газа в рабочих условиях 0,1.. .12 МПа;
- температура природного газа в рабочих условиях -23.+ 66°С;
- диапазон изменения молярной доли азота 0.15%;
- диапазон изменения молярной доли диоксида углерода 0.15%.
Для некоторых реальных УУГ в нашей стране температура газа может быть ниже -23°С (для трубопроводов в холодных регионах), а абсолютное давление меньше 0.1 МПа (для УУГ с избыточным давлением 1-3 кПа и барометрическом давлении менее 740 мм рт.ст.). Как выполнять в этих случаях расчет расхода газа в ст.у. непонятно, так как рассчитать коэффициент сжимаемости по ГОСТ 30319 в этом случае нельзя. Расчет коэффициента сжимаемости по методу ОЕКО-91 мод. при значениях молярной доли азота или диоксида углерода от 12 до 15% по формулам, приведенным в [2] математически выполнит невозможно.
В ПК расчет погрешности измерений расхода газа выполняется по формуле
δ V c = {δ2V + δ2в + ϑ2Рδ2Р + ϑ2Tδ2T + δ2К}0,5
По сравнению с аналогичной формулой предыдущей редакции в ПР 50.2.019-96
δV = {δ22V + ϑ2Tδ2T + ϑ2рδ2р}0,5
формула в [1] составлена с учетом всех составляющих погрешностей, в частности, учитывается погрешность определения коэффициента сжимаемости δk. Погрешность определения этого коэффициента в [1] и [2] рассчитывают по формуле:
δK = (δ2+δ2uσ)0,5
где δ - методическая погрешность расчета коэффициента сжимаемости, определяемая по табл. 1 в [2];
δuσ - погрешность расчета коэффициента сжимаемости, связанная с погрешностью измерения исходных данных. Расчет значения погрешности δuσ для методов GERG-91 мод. и NX19 мод. выполняется в соответствии с [1] выполняется по формуле (42):
δuσ = ϑрcδрc
В то же время в части 2 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 [1] учитывается тол ко составляющая, связанная с погрешност ю измерения плотности в стандартных условиях 8рс с соответствующим коэффициентом влияния (в формуле (86) [2] это третье слагаемое Крс рс 8рс ). При этом коэффициенты влияния плотности в стандартных условиях в документах в [1] и [2] рассчитываются по разным формулам. Ниже приведены несколько актуальных примеров расчета, выполненных при помощи ПК для реальных УУГ, установленных на промышленных объектах - потребителях природного газа и реализующих МВИ [1]. Параметры природного газа в этих примерах соответствуют средним значениям по Московской области.
Пример 1. О правил ности выбора верхнего предела датчика избыточного давления.
В состав УУГ входит датчик избыточного давления, верхний предел которого существенно превышает рабочий диапазон давления газа в трубопроводе. Верхний предел датчика избыточного давления 1,6 МПа, а рабочее давление газа 0,2 . 0,4 МПа. При этом предел погрешности измерения расхода газа равен 3,4%. При установке датчика избыточного давления с верхним пределом измерения 0,4 МПа предел погрешности измерения расхода газа составил 2,2%.
Пример 2. О выборе состава средств измерений для УУГ с низким избыточным давлением.
Рабочее давление газа в трубопроводе низкое (около 2 кПа). При этом в состав УУГ входит датчик избыточного давления с верхним пределом 4 кПа, а барометрическое давление вводится в вычислитель вручную (диапазон 720 ... 770 мм рт.ст.). При этом предел погрешности измерения расхода газа оказался равен 3,7%. При установке взамен датчика избыточного давления датчика абсолютного давления с верхним пределом 160 кПа предел погрешности измерения расхода газа составил 2,2%.
Пример 3. О необходимости учета дополнител ной погрешности датчика давления при эксплуатации в условиях, значительно отличающихся от нормальных.
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 относител ьно 20°С. Температура воздуха в зоне эксплуатации отличается от н.у. эксплуатации датчика давления на 30°С. При этом предел погрешности измерения расхода газа равен 6,0%. При обеспечении температуры воздуха в зоне эксплуатации, равной температуре н.у. эксплуатации датчика давления, предел погрешности измерения расхода газа составил 2,1%.
Данные примеры демонстрируют удобство ПК ПРОМАВТОМАТИКА-СГ как инструмента при проектировании УУГ. ПК ПРОМАВТОМАТИКА-СГ может оказатся полезным и метрологическим центрам и органам метрологического надзора в их работе по проверке УУГ. В заключение хочу выразить благодарность сотрудникам ВНИИМС Дудыкину А. А. и Шаронову А.М. за помощь, оказанную при разработке и проверке ПК ПРОМАВТОМАТИКА-СГ.
Список литературы
1. ПР 50.2.019-2006. «ГСИ. «Методика выполнения измерений при помощи турбинных, ротационных и вихревых счетчиков».
2. ГОСТ 30319.2-96. «Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение коэффициента сжимаемости».
3. Правила учета газа, Москва, 1996 г.
ПК позволяет выполнят расчеты диапазонов объемного расхода природного газа при стандартных условиях и пределов погрешности измерений объема природного газа при стандартных условиях, пределов погрешности измерений энергосодержания природного газа, проверку правильности установки средств измерений на трубопроводе, формирование паспорта (свидетельства о метрологической экспертизе) на УУГ. Во всех редакциях проекта Правил учета газа имеются требования к технической документации, необходимой для приемки УУГ в эксплуатацию. Эта документация обязател но должна, в частности, включать паспорт на УУГ. При выполнении расчетов погрешности УУГ при помощи ПК задача оформления паспорта решается автоматически. Все внов ь вводимые в эксплуатацию УУГ должны с 1.06.2007 проектироваться в соответствии с требованиями [1]. При выборе измерител ного участка, выборе средств измерений, входящих в состав УУГ, зачастую трудно одновременно учесть все требования Правил, тем более, что некоторые из требований существенно отличаются от предыдущей редакции ПР 50.2.019-96. Например, место для отбора давления для датчика давления ранее могло располагаться на расстоянии от 0.5Э до Ш до счетчика, а стало от Ш до 3Э. При проектировании УУГ ПК может испол зоват ся как инструмент, который автоматически выполняет все необходимые проверки и в случае несоответствия Правилам подскажет правил ный вариант.
Общее представление о ПК можно составить по основному окну программы (рис.1) и окну результатов расчета (рис.2). В формируемом ПК паспорте УУГ, кроме резул ьтатов расчета, выводится блок исходных данных, включающих состав средств измерений и их характеристики, параметры измерител ного участка, параметры природного газа в условиях эксплуатации.
Рис. 1
Рис. 2
При аттестации ПК выявился ряд проблем, связанных с недостатками или неодназначностями нормативной базы, которая используется при выполнении расчетов УУГ. Вот основные из них. Диапазоны параметров природного газа, в которых ПК обеспечивает расчет УУГ, соответствуют ГОСТ 30319, а именно:- абсолютное давления природного газа в рабочих условиях 0,1.. .12 МПа;
- температура природного газа в рабочих условиях -23.+ 66°С;
- диапазон изменения молярной доли азота 0.15%;
- диапазон изменения молярной доли диоксида углерода 0.15%.
Для некоторых реальных УУГ в нашей стране температура газа может быть ниже -23°С (для трубопроводов в холодных регионах), а абсолютное давление меньше 0.1 МПа (для УУГ с избыточным давлением 1-3 кПа и барометрическом давлении менее 740 мм рт.ст.). Как выполнять в этих случаях расчет расхода газа в ст.у. непонятно, так как рассчитать коэффициент сжимаемости по ГОСТ 30319 в этом случае нельзя. Расчет коэффициента сжимаемости по методу ОЕКО-91 мод. при значениях молярной доли азота или диоксида углерода от 12 до 15% по формулам, приведенным в [2] математически выполнит невозможно.
В ПК расчет погрешности измерений расхода газа выполняется по формуле
δ V c = {δ2V + δ2в + ϑ2Рδ2Р + ϑ2Tδ2T + δ2К}0,5
По сравнению с аналогичной формулой предыдущей редакции в ПР 50.2.019-96
δV = {δ22V + ϑ2Tδ2T + ϑ2рδ2р}0,5
формула в [1] составлена с учетом всех составляющих погрешностей, в частности, учитывается погрешность определения коэффициента сжимаемости δk. Погрешность определения этого коэффициента в [1] и [2] рассчитывают по формуле:
δK = (δ2+δ2uσ)0,5
где δ - методическая погрешность расчета коэффициента сжимаемости, определяемая по табл. 1 в [2];
δuσ - погрешность расчета коэффициента сжимаемости, связанная с погрешностью измерения исходных данных. Расчет значения погрешности δuσ для методов GERG-91 мод. и NX19 мод. выполняется в соответствии с [1] выполняется по формуле (42):
δuσ = ϑрcδрc
В то же время в части 2 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 [1] учитывается тол ко составляющая, связанная с погрешност ю измерения плотности в стандартных условиях 8рс с соответствующим коэффициентом влияния (в формуле (86) [2] это третье слагаемое Крс рс 8рс ). При этом коэффициенты влияния плотности в стандартных условиях в документах в [1] и [2] рассчитываются по разным формулам. Ниже приведены несколько актуальных примеров расчета, выполненных при помощи ПК для реальных УУГ, установленных на промышленных объектах - потребителях природного газа и реализующих МВИ [1]. Параметры природного газа в этих примерах соответствуют средним значениям по Московской области.
Пример 1. О правил ности выбора верхнего предела датчика избыточного давления.
В состав УУГ входит датчик избыточного давления, верхний предел которого существенно превышает рабочий диапазон давления газа в трубопроводе. Верхний предел датчика избыточного давления 1,6 МПа, а рабочее давление газа 0,2 . 0,4 МПа. При этом предел погрешности измерения расхода газа равен 3,4%. При установке датчика избыточного давления с верхним пределом измерения 0,4 МПа предел погрешности измерения расхода газа составил 2,2%.
Пример 2. О выборе состава средств измерений для УУГ с низким избыточным давлением.
Рабочее давление газа в трубопроводе низкое (около 2 кПа). При этом в состав УУГ входит датчик избыточного давления с верхним пределом 4 кПа, а барометрическое давление вводится в вычислитель вручную (диапазон 720 ... 770 мм рт.ст.). При этом предел погрешности измерения расхода газа оказался равен 3,7%. При установке взамен датчика избыточного давления датчика абсолютного давления с верхним пределом 160 кПа предел погрешности измерения расхода газа составил 2,2%.
Пример 3. О необходимости учета дополнител ной погрешности датчика давления при эксплуатации в условиях, значительно отличающихся от нормальных.
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 относител ьно 20°С. Температура воздуха в зоне эксплуатации отличается от н.у. эксплуатации датчика давления на 30°С. При этом предел погрешности измерения расхода газа равен 6,0%. При обеспечении температуры воздуха в зоне эксплуатации, равной температуре н.у. эксплуатации датчика давления, предел погрешности измерения расхода газа составил 2,1%.
Данные примеры демонстрируют удобство ПК ПРОМАВТОМАТИКА-СГ как инструмента при проектировании УУГ. ПК ПРОМАВТОМАТИКА-СГ может оказатся полезным и метрологическим центрам и органам метрологического надзора в их работе по проверке УУГ. В заключение хочу выразить благодарность сотрудникам ВНИИМС Дудыкину А. А. и Шаронову А.М. за помощь, оказанную при разработке и проверке ПК ПРОМАВТОМАТИКА-СГ.
Список литературы
1. ПР 50.2.019-2006. «ГСИ. «Методика выполнения измерений при помощи турбинных, ротационных и вихревых счетчиков».
2. ГОСТ 30319.2-96. «Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение коэффициента сжимаемости».
3. Правила учета газа, Москва, 1996 г.