- размещают ГИП до (по направлению течения среды) редуцирующих систем газораспределительных станций;
- при создании ГИП избегают прямоугольных колен и «карманов» (заглушенных отводов), в которых могут возникать отраженные волны;
- избегают изгибов ИТ непосредственно перед прямым участком;
- на прямом участке ИТ швы зачищают, а уступы делают минимально возможными;
- в качестве запорной арматуры на прямых участках ИТ используют равнопроходные шаровые краны;
- в процессе измерений на ГИП всю запорную арматуру полностью открывают;
- прямые участки ИТ выбирают как можно более короткими;
- соединительные линии делают по возможности короткими и одинаковыми по длине и диаметру;
- диаметры отверстий для отбора давления и соединительных линий делают как можно большими и равными между собой. Независимо от диаметра соединительной линии предпочтительны бескамерные угловой или фланцевый отборы давления;
- при использовании камерного углового отбора давления применяют симметричные камеры для отбора давления, имеющие минимальный объем внутренней полости;
- установку дроссельных прокладок в соединительных линиях не допускают;
- не допускают установку каких-либо емкостей в соединительных линиях;
- к одной паре соединительных линий (с плюсовой и минусовой сторон) подключают приборы, имеющие равные объемы рабочих полостей;
- применяют струе выпрямители типа «Шпренкель»;
- применяют балластные емкости, гидравлические (акустические) фильтры в ИТ;
- по возможности создают и поддерживают как можно больший (но допустимый) перепад давления на СУ.
Д.3.7 Если принятые меры не позволили снизить уровень пульсаций до допустимого (установленного) уровня, то в результат измерений вводят поправку на значение, определяемое по формуле
(Д.8)
где - значение количества измеряемой среды, определенное как для стационарного процесса.
Д.4 Переменный режим течения
Д.4.1 Переменный режим течения - такое изменение параметров потока, при котором применяемые системы измерения обеспечивают фиксирование этих измерений, т. с. частота изменения параметров находится в полосе пропускания частоты систем измерения.
В этом случае быстродействие систем измерения обеспечивает измерения мгновенных значений параметров потока.
Д.4.2 Это обстоятельство имеет важное значение при определении количества газовых сред путем раздельного измерения параметров потока.
При осреднении значений параметров потока за отчетный промежуток времени возникает такая же дополнительная систематическая погрешность, как и при измерениях количества контролируемой среды при пульсирующем режиме течения.
Для уменьшения этой дополнительной систематической погрешности применяют при обработке результатов измерений перепада давления на СУ корнеизвлекающее устройство. В этом случае окончательный результат измерений представляет собой значение среднего квадратного корня из мгновенного значения перепада давления .
В этом же случае возможно возникновение дополнительной систематической погрешности, связанной с изменением других параметров. Причем, как показали исследования, извлечение квадратного корня из значений других параметров не приводит к уменьшению дополнительной систематической погрешности.
В отличие от измерений пульсирующих потоков переменный режим течения может приводить как к положительной, так и к отрицательной дополнительной систематической погрешности.
Д.4.3 Если изменяющимися параметрами потока являются , и , а изменениями значений параметров С, ε и К можно пренебречь, то оценку дополнительной систематической погрешности проводят по формуле
(Д.9)
При и
т.е. при (Д.10)
формула оценки дополнительной систематической погрешности примет вид
(Д.11)
При и
т.е. при (Д.12)
расчетная формула примет вид
(Д.13)
где , , - относительные изменения значений параметров потока соответственно , и .
При однократном изменении значений параметров за отчетный период
(Д.14)
(Д.15)
(Д.16)
Параметры, обозначенные индексами 1 и 2, соответствуют их значениям за время, соответственно равное τ1, и (τ2- τ1) при
τ1 = 0,5 τ2,
где τ2 - отчетный промежуток времени.
Д.4.4 При переменном режиме течения потока равенство промежутков времени τ1, и (τ2- τ1), в которых значения параметров потока допускается принимать постоянными, маловероятно.
Поэтому, если эти промежутки времени не равны между собой, то формула (Д.13) примет вид
(Д.17)
где действительные средние значения параметров определяют по формулам:
(Д.18)
(Д.19)
Д.4.5 Дополнительной систематической погрешностью определения количества среды при переменном течении потока можно пренебречь, если ее значение не превышает суммарной погрешности значений измеряемых параметров, т.е.
(Д.20)
или
(Д.21)
Д.4.6 Причинами возникновения переменных потоков могут быть:
- изменение режимов транспортирования газа (включение или отключение газоперекачивающих агрегатов);
- изменение режимов потребления газа в течение суток;
- изменение количества ИТ на ГИП и т.д.
Д.4.7 При раздельном измерении потока для уменьшения дополнительной систематической погрешности определяют количество газа за промежутки времени, в которых изменение параметров было незначительным, т.е. выполнялись условия (Д.20) или (Д.21).
Кардинальным решением этой проблемы является применение автоматических вычислительных измерительных комплексов. Вычислительные измерительные комплексы с частотой опроса и вычислений количества газа через 2 с обеспечивают исключение дополнительной систематической погрешности.
Д.4.8 Для того чтобы показать важность проблемы уменьшения дополнительной систематической погрешности, можно привести такой пример.
Рассмотрим участок газопровода с тремя компрессорными станциями КС1, КС2 и КС3. На входе и выходе КС2 размещены соответственно ГИП1 и ГИП2 (см. рисунок Д.1).
В какой-то момент времени τ1, на КС2 была отключена часть газоперекачивающих агрегатов. В результате этого на входе КС2 расход уменьшился, перепад давления также снизился, а давление возросло, так как КС1 продолжает работать в прежнем режиме и закачивает газ в трубу. На выходе КС2 расход тоже снизился, но снизилось и давление, так как КС3 работает в прежнем режиме и откачивает газ из трубы.
Если обработку результатов измерений на ГИП1 и ГИП2 проводят по осредненным значениям параметров за отчетный период τ2, то возникает дополнительная систематическая погрешность. Осреднение проводят по и р.
|
ГИП1 |
ГИП2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
формула (Д.18) |
, % формула (Д.17) |
формула (Д.18) |
, % формула (Д.17) |
, % |
|
|
0,01 |
0,99 |
0,0099 |
0,98 |
0,569 |
0,061 |
0,596 |
-0,038 |
0,10 |
|
0,02 |
0,98 |
0,0196 |
0,96 |
0,578 |
0,119 |
0,604 |
-0,075 |
0,19 |
|
0,05 |
0,95 |
0,0475 |
0,90 |
0,604 |
0,277 |
0,629 |
-0,175 |
0,45 |
|
0,10 |
0,90 |
0,0900 |
0,80 |
0,648 |
0,489 |
0,670 |
-0,311 |
0,80 |
|
0,20 |
0,80 |
0,1600 |
0,60 |
0,736 |
0,765 |
0,753 |
-0,492 |
1,3 |
|
0,40 |
0,60 |
0,2400 |
0,20 |
0,912 |
0,926 |
0,918 |
-0,605 |
1,5 |
|
0,50 |
0,50 |
0,2500 |
0 |
1,000 |
0,880 |
1,000 |
-0,579 |
1,5 |
|
0,80 |
0,20 |
0,1600 |
-0,60 |
1,264 |
0,446 |
1,247 |
-0,297 |
0,74 |
|
0,90 |
0,10 |
0,0900 |
-0,80 |
1,352 |
0,234 |
1,330 |
-0,157 |
0,39 |
|
0,95 |
0,05 |
0,0475 |
-0,90 |
1,396 |
0,120 |
1,371 |
-0,080 |
0,20 |
|
0,98 |
0,02 |
0,0196 |
-0,96 |
1,422 |
0,049 |
1,396 |
-0,033 |
0,08 |
|
0,99 |
0,01 |
0,0099 |
-0,98 |
1,431 |
0,024 |
1,404 |
-0,016 |
0,04 |
Рисунок Д.1 - Схема участка трубопровода и расчет дополнительной систематической погрешности ГИП
Из расчета видно, что на входе КС2 расход завышен, так как изменение параметров происходит в противофазе (т.е. перепад давления N на СУ падает, а давление р возрастает), на выходе же КС2 расход занижен, так как параметры изменяются в фазе (т.е. и перепад давления N на СУ, и давление р снизились). В результате обнаружилась как бы потеря газа. В зависимости от отношения τ1/τ2 эта потеря может достигать значительных размеров (в примере потеря газа достигает 1,5 % при τ1/τ2 = 0,4-0,5).
Если же расчет количества газа провести раздельно за периоды τ1 и τ2-τ1, то можно убедиться, что потери газа отсутствуют.
При применении автоматических вычислительных измерительных комплексов потери газа снижаются до минимума, так как эти измерительные комплексы рассчитывают количество газа за малые промежутки времени, что видно из примера: если τ1/τ2 = 0,01, то потеря газа не превышает 0,10 %.
Д.5 Нестационарный режим течения
Д.5.1 Нестационарный режим течения - такое течение потока, при котором характер изменения значений параметров соответствует изменениям значений параметров как пульсирующего, так и переменного течения потоков.
Д.5.2 При нестационарном течении потока используют рекомендации п. Д.3 и Д.4.
(справочное)
E.1 Пример расчета суточного количества природного газа
Исходные, текущие и расчетные данные примера расчета количества природного газа приведены в таблицах E.1.1-Е.1.3.
Таблица E.1.1 - Исходные данные
|
Наименование параметра |
Условное обозначение |
Единица физической величины |
Значение |
|
Данные постоянных за межповерочный интервал |
|||
|
1 Тип СУ |
Диафрагма с фланцевым отбором давления |
||
|
2 Диаметр отверстия диафрагмы при t = 20 °С |
d20 |
мм |
84,00 |
|
3 Внутренний диаметр прямого участка ИТ расположенного перед диафрагмой, при t = 20 °С |
D20 |
мм |
150,0 |
|
4 Эквивалентная шероховатость внутренней поверхности прямого участка ИТ (для новой трубы из стали) |
Rш |
мм |
0,1 |
|
5 Среднее значение коэффициента линейного расширения материала диафрагмы |
γ |
°С-1 |
9,8 · 10-6 |
|
6 Среднее значение коэффициента линейного расширения материала ИТ |
γ |
°С-1 |
12,2 · 10-6 |
|
7 Начальный радиус закругления входной кромки диафрагмы |
rн |
мм |
0,05 |
|
8 Верхний предел измерений перепада давления |
Δрв |
кгс/см2 |
0,25 |
|
9 Функция преобразования комплекта приборов для измерений перепада давления |
Линейная |
||
|
10 Верхний предел измерений избыточного давления |
рн.в |
кгс/см2 |
16 |
|
11 Верхний предел показания корневого планиметра |
Nк.в |
- |
5 |
|
12 Верхний предел показания пропорционального планиметра |
Nп.в |
- |
12 |
|
13 Период времени определения количества природного газа |
τ |
ч |
24 |
Таблица E.1.2 - Текущие данные за время измерения
|
Наименование параметра |
Условное обозначение |
Единица физической величины |
Значение |
|
1 Температура газа (по термометру в среднем за сутки) |
t |
°С |
2 |
|
2 Показание корневого планиметра после обработки записи перепада давления на диафрагме |
Nк |
- |
4 |
|
3 Показание пропорционального планиметра после обработки записи избыточного давления газа |
Nп |
- |
9 |
|
4 Барометрическое давление |
Рб |
мм рт. ст. |
700 |
|
5 Плотность газа при стандартных условиях |
ρс |
кг/м3 |
0,68 |
|
6 Содержание азота в природном газе |
Ха |
% |
1,0 |
|
7 Содержание углекислого газа в природном газе |
Ху |
% |
0,2 |
Таблица Е.1.3 - Расчетные данные
|
Наименование определяемого параметра |
Условное обозначение |
Единица физической величины |
Источник и расчетная формула |
Результат расчета |
|
1 Квадратный корень из перепада давления на диафрагме |
2) |
(кгс/см2)0,5 |
ГОСТ 8.563.2, по таблице Г.1 |
0,4 |
|
2 Перепад давления на диафрагме |
Δр |
кгс/см2 |
ГОСТ 8.563.2, п. 8.3, перечисление б |
0,16 |
|
3 Абсолютная температура |
Т2) |
К |
ГОСТ 8.563.2, формула (6.3) |
275,15 |
|
4 Избыточное давление |
ри2) |
кгс/см2 |
ГОСТ 8.563.2, по таблице Г.1 |
12 |
|
5 Абсолютное давление |
р |
кгс/см2 |
ГОСТ 8.563.2, формула (6.2) |
12,95 |
|
6 Фактор сжимаемости при стандартных условиях |
Zс2) |
- |
ГОСТ 30319.3, (36) |
0,9981 |
|
7 Фактор сжимаемости при рабочих условиях |
Z2) |
- |
ГОСТ 30319.3, (19) |
0,9707 |
|
8 Коэффициент сжимаемости |
K |
- |
ГОСТ 30319.1, (7) |
0,9725 |
|
9 Плотность природного газа |
ρ |
г/м3 |
ГОСТ 30319.1, (6) |
9,3381 |
|
10 Вязкость природного газа |
μ |
Па · с |
ГОСТ 30319.1, (44) и (45) |
10,5 · 10-6 |
|
11 Показатель адиабаты природного газа |
κ |
- |
ГОСТ 30319.1, (28) |
1,31 |
|
12 Внутренний диаметр ИТ |
D |
мм |
ГОСТ 8.563.1, (В.2) |
150,0 |
|
13 Внутренний диаметр отверстия диафрагмы |
d |
мм |
ГОСТ 8.563.1, (В.4) |
83,985 |
|
14 Относительный диаметр СУ |
β2) |
- |
ГОСТ 8.563.1, (3.1) |
0,5600 |
|
15 Коэффициент скорости входа |
E2) |
- |
ГОСТ 8.563.1, (5.1) |
1,0531 |
|
16 Коэффициент расширения |
ε |
- |
ГОСТ 8.563.1, (8.10) |
0,9958 |
|
17 Поправочный коэффициент на притупление входной кромки диафрагмы |
Кп |
- |
ГОСТ 8.563.1, (В.37) |
1,0041 |
|
18 Коэффициент истечения |
С~ |
- |
ГОСТ 8.563.1, (8.8) |
0,6040 |
|
19 Приближенное значение коэффициента шероховатости при АRe = 0,5, так как условие (8.6) ГОСТ 8.563.1 не выполняется |
Кш |
- |
ГОСТ 8.563.1, (В.27) |
1,0009 |
|
20 Расход при С = С~(КRe = 1) |
qC~2) |
м3/ч |
ГОСТ 8.563.2, формула (5.8) |
10115,7 |
|
21 Число Рейнольдса при С = С~ |
Re~2) |
- |
ГОСТ 8.563.2, (5.12) |
1,545 · 106 |
|
22 Поправочный коэффициент на число Рейнольдса |
KRe |
- |
ГОСТ 8563.1, (8.9) |
1,0008 |
|
23 Число Рейнольдса |
Re |
- |
ГОСТ 8.563.1, (5.12) |
1,546 · 106 |
|
24 Действительное значение коэффициента шероховатости |
К’ш |
- |
ГОСТ 8.563.1, В.3.2 |
1,0017 |
|
25 Расход природного газа при Re > 106 |
qc |
м3/ч |
ГОСТ 8.563.2, (5.8) |
10124 |
|
26 Количество природного газа за сутки |
Vc |
м3 |
ГОСТ 8.563.2, формула (5.23) |
242966 |
|
27 Удельная объемная теплота сгорания, высшая |
Hc |
МДж/м3 |
ГОСТ 30319.1, (52) |
36,88 |
|
28 Энергосодержание природного газа |
Eэ |
МДж |
ГОСТ 8.563.2, формула (5.24) |
8960583 |
