ПР 51-00159093-026-2004

9.2. Требования к УЗПР и его монтажу

9.2.1. Для выполнения измерений допускается применять УЗПР любого типа. Как минимум, УЗПР должен иметь нормированный стандартный выходной сигнал, пропорциональный расходу газа в рабочих условиях.

Показания УЗПР должны соответствовать, в пределах погрешности, действительному расходу газа во всем диапазоне допускаемых техническими условиями параметров потока: состав, давление, температура, плотность, вязкость и скорость газа.

Пределы допускаемой относительной погрешности УЗПР не должны превышать:

для УЗПР повышенной точности

±0,5 % при qt ≤ qo ≤ qoв,

±1,0 % при qoн ≤ qo <qt ;

для УЗПР малой точности:

±1,0 % при qt ≤ qo ≤ qoв,

±1,5 % при qoн ≤ qo < qoв ,

где qoн и qoв - нижний и верхний пределы измерений применяемого УЗПР.

9.2.2 Рекомендуется внутренний диаметр УЗПР и ИТ выбирать из условия, что 100 мм ≤D≤ 900 мм, а максимальная средняя скорость газа не превышает 25 м/с для газораспределительных станций и 20 м/с - для магистральных газопроводов. В таблице 3 приведены в зависимости от условного прохода ИТ ориентировочные значения максимального расхода при рабочем давлении и температуре. Для оценки и выбора нужного типоразмера УЗПР по расходу, приведенному к стандартным условиям, используется уравнение:

qc = q0 pTc . pcT

Т а б л и ц а 3 – Ориентировочные значения максимального расхода при рабочих условиях в зависимости от условного прохода УЗПР

22

ПР 51-00159093-026-2004

9.2.3Все «смачиваемые» части УЗПР должны быть изготовлены из материала, нейтрального к природному газу, его конденсатам и сопутствующим компонентам (метанол, гликоль и др.).

Все наружные части УЗПР должны изготавливаться из коррозионно-стойкого материала или иметь покрытие, стойкое к атмосферным воздействиям.

9.2.4Проверку установки нуля шкалы УЗПР проводят в соответствии с инструкцией изготовителя. Для этого счетчик изолируют от потока и проводят измерение. УЗПР должен регистрировать скорость потока по каждому каналу не более указанной изготовителем. Если допустимое значение скорости потока не указано изготовителем, то проверяют, что средняя скорость потока, измеренная за 300 с, по каждому каналу не превышает 6 мм/с.

Коррекцию показаний УЗПР допускается выполнять только в случае полной стабилизации давления и температуры газа. В полевых условиях данная процедура может проводиться только при условии, что течение газа через УЗПР отсутствует,

атемпература газа стабилизирована.

9.2.5Монтаж УЗПР производится согласно руководству по эксплуатации. УЗПР устанавливают на заранее определенном месте газопровода в соответ-

ствии с разделом 8. При установке УЗПР необходимо удостовериться, что направление потока, указанное на фирменной табличке, соответствует направлению потока в газопроводе. При установке необходимо следить за тем, чтобы не допускалось повреждение и сдавливание кабелей, идущих от датчиков. Внутренняя поверхность УЗПР должна также оберегаться от повреждений.

УЗПР может быть установлен самостоятельно или с привлечением специалистов изготовителя.

9.2.6УЗПР устанавливают на горизонтальном, вертикальном или наклонном ИТ. При измерении расхода газа, содержащего загрязнения или конденсат, пространственное положение УЗПР выбирают таким, при котором обеспечивается наименьшая вероятность загрязнения или подтопления конденсатом его проточной части и ПЭА. Поэтому УЗПР располагают так, чтобы ПЭА или точка отражения акустического импульса не оказались на дне трубопровода.

9.2.7Электромонтаж оборудования проводят в соответствии с требованиями изготовителя.

Электронные блоки УЗПР, при необходимости, выносят в защитные поме-

щения согласно требованиям безопасности, принятым на предприятиях ОАО «Газпром».

9.2.8После монтажа проводится проверка герметичности ИТ, УЗПР и соединительных линий.

9.2.9Особое внимание должно быть обращено на обеспечение чистоты поверхностей ПЭА.

23

ПР 51-00159093-026-2004

Если в газовом потоке предполагается наличие инородных веществ, рекомендуется установка фильтров до УЗПР с учетом требований к прямолинейным участкам ИТ.

9.3 Средства измерений давления

9.3.1Абсолютное и избыточное давления измеряют с помощью измерительных преобразователей давления любого типа.

9.3.2Абсолютное давление газа Р измеряют либо непосредственно, либо пу-

тем суммирования измеренных величин избыточного (статического) Ри и атмосферного давлений Рб.

Метрологические характеристики СИ абсолютного давления газа в условиях их эксплуатации должны обеспечивать его измерение с предельной относительной

погрешностью ±0,6 %.

Выходные сигналы преобразователя давления должны быть совместимы с характеристиками входных сигналов устройств, предназначенных для регистрации результатов измерений и их обработки.

9.3.3Отверстие для отбора давления может быть размещено до или после УЗПР или на его корпусе. Расстояние от УЗПР до места отбора давления, размещенного вне корпуса УЗПР, выбирают таким образом, чтобы потерями давления на этом участке можно было пренебречь. Рекомендуется отбор давления располагать не далее 5D от УЗПР.

Отверстия для отбора давления, размещенные в корпусе УЗПР, и отверстия каналов, предназначенных для ПЭА, должны располагаться в разных осевых плоскостях (на разных образующих) поверхности корпуса УЗПР.

Отверстие для отбора давления должно быть круглым и цилиндрическим на длине не менее 2,5 диаметра этого отверстия.

Диаметр отверстия не должен быть более 0,13D. Рекомендуется выбирать диаметр отверстия для отбора давления в пределах от 4 мм до 10 мм.

В месте выхода кромки отверстия должны быть острыми и выполненными заподлицо с внутренней поверхностью ИТ или УЗПР.

9.3.4В горизонтальных и наклонных трубопроводах отверстия для отбора давления размещают в верхней части ИТ или УЗПР с отклонением от вертикальной плоскости, проходящей через ось трубы, не более 45º - для влажных газов и не более 90º - для сухих газов.

В вертикальных трубопроводах отверстия для отбора давления располагают в любой точке окружности ИТ или УЗПР с учетом требований 9.3.3.

9.3.5Атмосферное давление измеряют в месте расположения измерительного преобразователя избыточного давления, если последний размещен в замкнутом пространстве при наличии в нем разряжения или избыточного давления (наддува), создаваемого системами вентиляции или кондиционирования.

24

ПР 51-00159093-026-2004

9.4 Средства измерения температуры газа

9.4.1. Температуру газа следует измерять с помощью термометров любого ти-

па.

Метрологические характеристики СИ температуры должны обеспечивать измерение температуры газа в условиях эксплуатации с погрешностью не хуже

±0,5 ºС.

Выходные сигналы преобразователя температуры должны быть совместимы с характеристиками входных сигналов устройств, предназначенных для регистрации результатов измерений и их обработки.

9.4.2. Термодинамическую температуру газа определяют по формуле:

9.4.3.Температуру измеряют на прямом участке ИТ до или после УЗПР. Наличие местных сопротивлений между УЗПР и местом установки термометра не допускается. Наилучшим способом установки чувствительного элемента термометра является его радиальное расположение на участке трубопровода после УЗПР.

9.4.4.При расположении чувствительного элемента термопреобразователя после УЗПР расстояние до него должно быть не менее 1D и не более 5D, если чувствительный элемент термометра устанавливают в трубопровод непосредственно или в гильзу с наружными диаметрами не более 0,13 D. При использовании гильз

снаружным диаметром, превышающим 0,13D, расстояние от термометра до УЗПР должно быть в пределах от 3D до 5D. Установка термометров в гильзы с наружным диаметром, превышающим 1/3D, не допускается.

При измерении температуры газа перед УЗПР расстояние между чувствительным элементом термопреобразователя и УЗПР должно быть не менее 20D, а наружный диаметр гильзы не более 0,13 D. При этом участок ИТ между местом измерения температуры и УЗПР рекомендуется теплоизолировать.

9.4.5Чувствительный элемент термометра должен быть погружен в трубопровод на глубину от 0,3 до 0,7 D.

9.4.6.При установке чувствительного элемента термометра в гильзу для обеспечения теплового контакта ее заполняют жидким маслом, например, трансформаторным.

9.4.7Часть чувствительного элемента термометра, выступающую над ИТ, теплоизолируют, если температура газового потока отличается от температуры ок-

ружающей среды более чем на ± 40 ºС.

25

ПР 51-00159093-026-2004

9.5 Средства измерений плотности и компонентного состава газа

9.5.1 Определение плотности при рабочих условиях

9.5.1.1Плотность измеряемой среды может быть измерена с помощью плотномера или рассчитана по измеренным параметрам потока согласно ГОСТ 30319.1

-ГОСТ 30319.3.

9.5.1.2Для определения плотности газа в рабочих условиях допустимо применение плотномеров любого типа.

Метрологические характеристики плотномера в условиях эксплуатации должны обеспечивать измерение плотности газа с предельной относительной по-

грешностью ±0,6 %.

9.5.1.3Если плотность определяют на основе анализа проб измеряемой среды, то для обеспечения представительности отобранных проб следует руководствоваться ГОСТ 18917. Отобранная проба может быть использована для непосредственного измерения плотности с последующей корректировкой к условиям измерений газа или для определения компонентного состава среды, который используют при расчетных методах определения плотности.

9.5.1.4При установке пробоотборного устройства плотномера непосредственно в ИТ, длина прямого участка между УЗПР и плотномером должна быть достаточной для исключения его влияния на кинематическую структуру потока. Если наружный диаметр пробоотборного устройства плотномера не превышает 0,13D и оно установлено перед УЗПР, то его располагают на расстоянии не ближе 20D.

Плотномер, расположенный за УЗПР, должен располагаться от него на расстоянии не менее 2,5D, если его чувствительный элемент не превышает 0,13D, и не менее 10D - при нарушении этого условия.

9.5.1.5Изменение плотности газа отслеживают, создавая поток через чувствительный элемент поточного плотномера путем ответвления контролируемого потока.

9.5.1.6Для очистки пробы от примесей на плотномерах допускается применение фильтров и осушителей. Эти устройства не должны менять основной компонентный состав измеряемого газа.

9.5.1.7Показания поточных плотномеров необходимо приводить к условиям измерений в сечении УЗПР.

Если давление и температура в месте измерения плотности газа отличается от давления и температуры в месте расположения УЗПР, необходимо провести корректировку показаний плотномера на разность температур и давлений измеряемого газа в потоке и плотномере.

9.5.1.8Равенства температур контролируемого потока газа и пробы, находящейся в чувствительном элементе плотномера, добиваются путем размещения чувствительного элемента плотномера в потоке измеряемого газа и теплоизоляцией элементов плотномера, находящихся вне ИТ.

26

ПР 51-00159093-026-2004

9.5.1.9При измерении расхода и количества многокомпонентных сред, состав которых меняется в процессе измерений, необходимо учитывать, что применение метода определения плотности на основе отбора проб требует оценки дополнительной погрешности, вызванной принятием состава измеряемой среды условно постоянным параметром.

9.5.1.10Если известны значения фактора сжимаемости и молярной массы газа, то плотность газа может быть рассчитана по формуле:

Если известны коэффициент сжимаемости и плотность газа при стандартных условиях, то плотность газа при рабочих условиях рассчитывают по формуле:

Для расчета фактора и коэффициента сжимаемости природного газа ГОСТ 30319.2 рекомендует следующие методы:

-модифицированный метод NX19;

-модифицированное уравнение состояния «GERG-91 мод.»;

-уравнение состояния ВНИЦ СМВ;

-уравнение состояния AGA8-92DC.

Метод NX19 и уравнение состояния «GERG-91 мод.» используют при неизвестном полном компонентном составе природного газа. Исходными данными для расчета фактора сжимаемости при использовании данных методов являются плотность при стандартных условиях, давление, температура, содержание азота и диоксида углерода.

Расчет по уравнениям состояния AGA8-92DC и ВНИЦ СМВ может быть осуществлен только при известном полном компонентном составе, температуре и давлении газа.

Методическая погрешность расчета фактора сжимаемости зависит от выбранного метода измерений, плотности газа при стандартных условиях, давления, температуры и содержания сероводорода. В связи с этим рекомендуется применять тот метод, который для условий измерений имеет наименьшую погрешность. Значения методической погрешности методов приведены в таблице 1

ГОСТ 30319.2.

При измерении расхода и количества влажного газа возникает необходимость в определении плотности сухой части влажного газа (см. 5.7).

Плотность сухой части влажного газа рассчитывают по формуле:

27

ПР 51-00159093-026-2004

При определении плотности сухой части влажного газа коэффициент сжимаемости допускается рассчитывать без учета влажности газа.

Относительную влажность газа рассчитывают по формулам:

- при известной абсолютной влажности fм , выраженной массой водяного пара (в кг) в 1 м3 сухого газа:

- при известной абсолютной влажности fc , выраженной массой водяного пара (в кг) в 1 м3 сухого газа в стандартных условиях:

- при известной абсолютной влажности fв , выраженной массой водяного пара (в кг) в 1 м3 влажного газа:

9.5.2 Определение плотности газа при стандартных условиях.

9.5.2.1Плотность газа при стандартных условиях измеряют или рассчитывают косвенным методом по известному компонентному составу.

9.5.2.2Для определения плотности газа при стандартных условиях можно применять любые поточные плотномеры, показания которых не зависят от изменений температуры и давления контролируемой и окружающей среды, а также не изменяющие структуру потока.

Метрологические характеристики СИ плотности в условиях эксплуатации должны обеспечивать измерение плотности газа с предельной относительной по-

грешностью ±0,6 %. Допускается определять плотность газа при стандартных условиях по ГОСТ 17310.

9.5.2.3Место отбора проб должно быть оборудовано в соответствии с требованиями ГОСТ 18917. Рекомендуется точку отбора пробы размещать на ИТ.

9.5.2.4Расчет плотности косвенным методом по известному компонентному составу выполняют в соответствии с ГОСТ 30319.1.

9.5.2.5Частоту определения плотности при стандартных условиях рассчитывают исходя из требований к точности измерения количества газа, возможных изменений значения плотности между интервалами измерений и обусловленной этими изменениями дополнительной погрешности.

9.5.2.6По согласованию заинтересованных сторон допускается использовать результаты анализа проб, взятых в местах, удаленных от УЗПР.

9.5.3 Определение компонентного состава газа

28