1 стр. из 1

Для измерения расхода газа во всем мире применяются следующие типы расходомеров:
 -  диафрагменный преобразователь расхода (метод переменного перепада давления);
 -  турбинные;
 -  кориолисовые;
 -  ультразвуковые.

Для каждого из этих методов можно выделить следующие преимущества и недостатки:
Следует отметить, что до 80% существующих систем в настоящее время используют в основе метод переменного перепада давления. Однако развитие измерительного оборудования в последнее время позволяет говорить о необходимости модернизации существующих систем с целью снижения затрат, связанных, например, с потерями давления. Кроме того, отпадает необходимость проектирования длинных прямых участков трубопровода до и после расходомера. В зависимости от поставленных задач предлагается использование следующих решений:
 -  узлы учета газа на базе счетчиков-расходомеров массовых (до 1000 м/ч);
 -  узлы учета газа на базе ультразвуковых расходомеров (свыше 1000 м/ч).

Узлы учета природного газа на базе счетчиков-расходомеров массовых

К недостаткам узлов учета природного газа на базе массовых расходомеров следует отнести малую наработку нормативной базы. Однако имеется и ряд существенных преимуществ:
 -  блочное исполнение измерительных комплексов в составе газораспределительных станций;
 -  высокая точность измерений;
 -  отсутствие зависимости метрологических характеристик от расположения местных сопротивлений на измерительном трубопроводе.

Массовый динамический метод позволяет осуществлять учет массового расхода газа с погрешностью не более ±0,5%, однако следует учитывать, что коммерческий учет природного газа ведется на территории Российской Федерации в объемных единицах. Поэтому для учета объема газа в нормальных условиях необходимо производить пересчет измеренного значения массы к объему газа в нормальных условиях; при этом используются алгоритмы определения плотности газа, описанные в серии стандартов ГОСТ 30319-96 «Газ природный. Методы расчета физических свойств».

Испытания, проведенные на ГРС «Ракитка» (Мос­ТрансГаз) показали, что погрешность определения объемного расхода природного газа по данному методу не превышает ±0,7%. При этом имеется возможность блочной установки подобных комплексов в составе любых существующих объектов газораспределения, в том числе в ходе проведения работ по реконструкции действующих узлов учета.

Узлы учета природного газа на базе ультразвуковых расходомеров

Перспективным выглядит также использование ультразвуковых расходомеров в составе узлов коммерческого учета природного газа. Использование ультразвуковых преобразователей расхода позволяет:
 -  существенно снизить потери давления на узле;
 -  увеличить надежность и срок эксплуатации системы (в связи с отсутствием в конструкции ультразвуковых преобразователей расхода подвижных и движущихся частей);
 -  повысить точность измерений объемного расхода газа.

Ультразвуковые расходомеры имеют низкую погрешность измерений — порядка ±0,35% по объему в рабочих условиях, что позволяет выходить на уровень погрешности при вычислении объема, приведенного к нормальным условиям, — порядка ±1,0%.
Узлы учета природного и попутного газа, создаваемые НПП «ГКС», полностью отвечают требованиям действующих отраслевых документов, в т.ч. СТО Газпром «Расход и количество природного газа. Методика выполнения измерений с помощью ультразвуковых преобразователей расхода», пределы допускаемой относительной погрешности измерений ±1,0%.

Аттестация алгоритмов вычислений количества природного газа

С 1 января 2007 г. введена в действие серия стандартов ГОСТ 8.586.(1-5)-2005 «Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств».
Согласно разъяснению Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 12.01.2007 г. требования указанных новых стандартов к монтажу и конструкции измерительных линий распространяются только на вновь создаваемые и реконструируемые узлы учета газа и жидкости. Однако все расчеты, связанные с процессом измерения расхода, выполняются в соответствии с требованиями ГОСТ 8.586.(1-5)-2005, независимо от времени ввода в эксплуатацию узлов учета.
Очевидно, что необходимо провести работы по модернизации существующих узлов учета в части алгоритмов вычисления количества природного газа. Также необходимо выполнить работы по аттестации новых алгоритмов (аналогичная работа по алгоритмам для жидкости относительно контроллеров FloBoss S600 была проведена НПП «ГКС»).

Определение компонентного и фракционного состава природного газа, а также энергосодержания

Как уже было сказано ранее, в нефтегазовой отрасли РФ при учетных операциях, в соответствии со статьей 13 закона «Об обеспечении единства измерений», при транспортировке и переработке расход и количество газа приводятся к стандартным условиям.
При расчете используются значение плотности в стандартных условиях и данные о компонентном составе газа. На данный момент применяется два метода определения плотности газа в стандартных условиях: расчетный и измеренный.
Наибольшее распространение получил расчетный метод в соответствии с ГОСТ 30319, который обеспечивает расчет таких показателей, как адиабата, энергосодержание, число Воббе, с использованием данных о компонентном составе газа.
Для решения этих задач в составе узлов учета газа применяются промышленные поточные хроматографы.

В хроматографе могут быть реализованы следующие алгоритмы:
 -  пороговый контроль результатов анализа компонентного состава для выявления возможных отклонений в работе хроматографа, а также с целью контроля качества перекачиваемого газа;
 -  проведение усреднения результатов анализов за выбранный интервал времени;
 -  нормировка усредненных результатов анализа за выбранный интервал времени;
 -  вычисление плотности, приведенной к стандартным условиям по ГОСТ 30319 для вычисления количества перекачиваемого газа в единицах объема, приведенного к стандартным условиям;
 -  вычисление относительной плотности, высшей и низшей теплоты сгорания, числа Воббе по ГОСТ 22667 для определения энергосодержания и, следовательно, ценности перекачиваемого газа.

Отличительной особенностью современных аналитических систем является возможность реализации математических алгоритмов непосредственно в аппаратном обеспечении хроматографа. Это позволяет избежать использования специализированного контроллера для выполнения математических вычислений, организацию интерфейсной связи для обмена данных между контроллером АСУ и хроматографом и, следовательно, усложнения и удорожания аналитической системы.

Таким образом, наряду с задачей получения достоверных данных о количестве перекачиваемого газа, большое значение имеет именно определение показателей качества. В связи с этим очевидна необходимость использования в составе узлов учета аналитических станций на базе поточных хроматографов.

Использование унифицированных систем измерения количества и энергосодержания природного газа. Возможности интеграции в АСУ предприятия

В настоящее время существующие узлы учета природного газа имеют достаточно сложную структуру. Элементы этой структуры передают информацию в верхний уровень, который осуществляет обработку этих сигналов по заданным алгоритмам. При этом следует отметить, что различными могут быть как протоколы, по которым передается информация, так и алгоритмы, необходимые для ее обработки.
Типовой узел учета природного газа имеет двухуровневую функционально распределенную структуру, состоящую из нижнего и верхнего уровней.

В нижнем уровне можно выделить блок измерения технологических параметров потока и среды и блок контроля и управления.
Функции блока измерения технологических параметров потока и среды:
 -  обработка сигналов и индикация основных параметров потока (объема, объемного расхода, абсолютного давления, температуры, температуры точки росы по воде и углеводородам);
 -  измерение компонентного состава природного газа, вычисление плотности при стандартных условиях, относительной плотности, теплоты сгорания (высшей и низшей) и числа Воббе;
 -  вычисление объема и объемного расхода по каждой линии и узлу в целом;
 -  индикация и сигнализация о выходе значений основных параметров потока и среды за допустимые границы.
Функции блока контроля и управления:
 -  выдача управляющих сигналов на исполнительные механизмы (электроприводы кранов, электродвигатель аварийного вентилятора, электронагреватели);
 -  измерение, индикация и сигнализация состояний исполнительных механизмов;
 -  анализ входных данных с целью предотвращения нарушения технологического регламента;
 -  выполнение алгоритмов логического управления технологическим процессом учета, пуск и остановка оборудования.
Верхний уровень решает следующие задачи:
 -  хранение и отображение на операторских станциях измеренных и расчетных значений контролируемых параметров;
 -  защита системной информации от несанкционированного доступа;
 -  формирование и архивирование журнала событий системы;
 -  формирование и передача данных с узла учета на верхний уровень.

Таким образом, очевидна необходимость реконструкции существующих узлов учета природного газа на ГРС, ГИС, ГРП, ПЗРГ. Предлагаемые НПП «ГКС» комплексные системы измерения количества и энергосодержания природного газа позволяют решить эту задачу и осуществлять непрерывное автоматическое вычисление расхода, количества и энергосодержания природного газа с заданной и достоверно определенной точностью во всем рабочем диапазоне технологических и измеряемых параметров с передачей информации с помощью систем телемеханики в АСУ ТП предприятия.

Полная или частичная перепечатка материалов - только разрешения администрации!