1

Будова та технологічна схема…….

Установку для випробування та перевірки засобів вимірювань обєму та витрати газу на природному газі (надалі – установка) розроблено та реалізовано на базі газорозподільної підстанції (ГРП) . Установка знаходиться в приміщенні спеціальної лабораторії, що споруджена на території ГРП і відповідає усім вимогам і нормам техніки безпеки щодо об’єктів даного типу.

Установку приєднано до газопроводів високого ГВТ (до 0,8 МПа), середнього ГСТ (до 0,3 МПа) та низького ГНТ (до 5 кПа) тисків, шляхом безпосередньої урізки в існуючі газопроводи ГРП.

Установка складається з трьох порожнистих колон: вхідної К1, середньої К2 і вихідної К3; засувок вхідних Зс 1…Зс 6; регулюючих Зс 10 …Зс 15 та комутуючих Зс 21 … Зс 36; фільтрів Ф1 … Ф4, робочих еталонів РЕ1 … РЕ4, лічильників, що перевіряються Л1 та Л2, арматури та з’єднувальних газопроводів.

Газопровід високого тиску ГВТ через засувки Зс1 та Зс2, діафрагму Д1, систему засувок Зс 10, Зс 11, Зс 12, Зс 14 та Зс 15, а також регулятори тисків Рег1 та Рег2 приєднаний до входу вхідної колони К1. Вхідна колона К1 з’єднана з середньою колоною К2 чотирма газопроводами ТР 1, Тр 2, Тр 3 та ТР4. Газопроводи служать сполучною ланкою для чотирьох робочих еталонів об’єму газу типорозмірів G65 (РЕ1) на газопроводі Тр 1, G250 (РЕ2) на газопроводі Тр 2, G650 (РЕ4) на газопроводі Тр 4 та G1600 (РЕ3) на газопроводі Тр 3. На початку газопроводів Тр 1 … Тр 4, на яких встановлено робочі еталони РЕ1 – РЕ4, та в їх кінці встановлено засувки Зс 21 … Зс 28, що використовуються для приєднання (від’єднання) робочих еталонів до (від) колон К1 та К2. Перед кожним робочим еталоном встановлені фільтри газу Ф1 - Ф4. Середня колона К2 приєднана з вихідною колоною К3 також трьома горизонтальними трубопроводами 108×4,0 (Тр 6); 159×4,5 (Тр 7); 219×6,0 (Тр 8), які служать сполучними ланками для лічильників, які підлягають перевірянню (наприклад Л1 або Л2), а газопроводи відсікаються від колон вхідними та вихідними засувками Зс 30…Зс 35. Між середньою колоною К2 та виходом трубопроводу низького тиску ГНТ приєднано трубопровід Тр 5 для перевірки роторних лічильників газу Л1, що комутується засувками Зс 29 та Зс 36.

До виходу вихідної колони приєднанні газопроводи середнього ГСТ та низького ГНТ тисків. Таким чином, установка повністю замкнена на існуючі газопроводи ГРП, тобто є проміжною ланкою.

Робота установки базується на створенні різниці тисків на вході та на виході установки. Оскільки використовуються газопроводи високого, середнього та низького тисків, то можливими є три режими роботи установки (табл. 1).

Таблиця 1 – Режими роботи установки

Режим роботи установки	Тиск на вході установки	Тиск на виході установки
I	Високий	Середній
II	Високий	Низький
III	Середній	Низький

Газ на вхід установки надходить по газопроводу високого тиску. Завдяки різниці тисків на вході та на виході установки (на вході тиск більший ніж на виході) відбувається перетік газу, тобто переміщення газу через лічильники.

Установка відноситься до типу установок, в яких робочі еталони знаходяться перед засобом вимірювань обєму та обємної витрати газу, що перевіряється, тобто спочатку газ протікає через робочий еталон (еталони), а потім через лічильник, що перевіряється.

Для здійснення перевірянь за великих значеннях витрат можливе використання двох, або більше робочих еталонів, оскільки вони приєднані паралельно.

Для зручності монтажу лічильників, що перевірятимуться, різних типорозмірів на установці передбачено три паралельні ланки приєднувальних газопроводів. Проте, одночасно перевірці підлягає тільки один лічильник газу. Інші трубопроводи заглушуються вставками – наприклад Вс1 та Вс2.

Монтаж лічильників виконаний у відповідності з вимогами експлуатаційної документації (ЕД) на лічильники і таким чином, щоб забезпечити вільний доступ до них для обслуговування і проведення перевірок. Висота розміщення лічильника(ів) – 0,5-1,5 м від рівня підлоги.

Лічильники розміщені між прямими ділянками трубопроводів круглого перерізу, такого ж номінального діаметру (умовного проходу), що й лічильник, що на них змонтований. Довжина прямих ділянок перед робочими еталонами не менша 10 DN та 5 DN після них, а перед лічильником, що перевіряється, не менша 5 DN до та 3 DN після.

Прямі ділянки трубопроводів виготовлені із суцільних труб. Приєднувальні розміри фланців прямих ділянок трубопроводів мають приєднувальні розміри тих елементів, до яких проводиться їх приєднання. Неспіввісність лічильника та ділянки трубопроводу не перевищує  0,5 % у відносному вираженні до середнього значення діаметру лічильника. Лічильник розміщений на трубопроводі так, щоб уникнути накопичення в ньому конденсату газу або води.

Для очистки газу на установці застосовуються фільтри газу. Пропускна здатність фільтру та його номінальний діаметр відповідає або більший пропускній здатності та номінальному діаметру типорозміру лічильника, що застосовується, і з яким буде застосовано даний фільтр.

Фільтр встановлюється перед прямою ділянкою трубопроводу, що розміщується перед робочим еталоном. Фільтр має місця приєднання засобів вимірювань перепаду тиску на ньому.

Для вимірювання тиску в трубопроводах застосовуються манометри М1 … М6, а для вимірювання тисків перед діафрагмою та робочими еталонами, а також лічильниками, застосовується перетворювач абсолютного тиску ПР8, а перепад тиску між робочим еталоном, що працює, та лічильником, що перевіряється – перетворювачем перепаду тисків ППР2.

Верхня межа засобу вимірювань тиску газу вибрана з розрахунку, що:

.

Відбір тиску проводиться з лічильників або перед лічильником газу на віддалі не більше 1 DN від лічильника. Вісь отвору для відбору тиску перпендикулярна до вісі трубопроводу. В горизонтальному трубопроводі отвір для відбору тиску розміщений у верхній частині перерізу трубопроводу з відхиленням  10 градусів. Діаметр отвору складає 13 мм. Отвір має круглий переріз одного діаметру по всій глибині висвердлювання. З внутрішньої сторони трубопроводу отвір не має задирів та заусениць.

Засоби вимірювань тиску зєднані з газопроводом трубкою, внутрішній діаметр якої дорівнює 10 мм. Матеріал зєднувальних трубок стійкий до компонентів газу, води та конденсату. Зєднувальні трубки між газопроводом та засобом вимірювань тиску прокладені найкоротшим шляхом та мають незначний нахил до підлоги в сторону газопроводу. Засоби вимірювань тиску розміщені не вище 2 метрів від рівня підлоги.

Для вимірювання температури застосовуються термоперетворювачі опору ПТ1 … ПТ7 з діапазоном вимірювань від мінус 50 ºС до 50 ºС.

Засоби вимірювань температури розміщені після лічильника при застосуванні турбінного лічильника газу та перед лічильником при застосуванні лічильника роторного типу. Віддаль від лічильника до місця розміщення засобів вимірювань температури складає 5 DN при установці їх до роторного лічильника та 2 DN - при установці їх після турбінного лічильника.

Термоперетворювачі опору розміщуються у трубопроводі без гільз.

Засіб вимірювань температури встановлено на глибину від 0,3 до 0,7 діаметру трубопроводу. Деякі перетворювачі виконано з нахилом до вісі трубопроводу, причому нахил виконано так, щоб чутливий елемент термометра був розміщений ближче до лічильника.

Діафрагма Д1 оснащена перетворювачем перепаду тисків ППР1, а робочі еталони РЕ1 …. РЕ4 та лічильники Л1… Л2 перетворювачами обертів в електричні сигнали ПО1 … ПО6.

Установка оснащена спеціальним розподільником з вентилями В20 – В30, одним перетворювачем тиску ПР8 та перетворювачем перепаду тиску ППР2, а також манометром М7.

Розподільник тисків має дві системи трубок, які розділені зрівноважуваним вентилем В27. Та система, що знаходить на право від вентиля – система умовно високого тиску і до якого приєднано перетворювач тиску ПР8 та плюсова камера перетворювача перепаду тиску ППР2. Інша система трубок умовно низького тиску і до нього приєднано мінусову камеру перетворювача перепаду тиску ППР2 та манометр М7.

Розподільник тисків через систему вентилів приєднаний гнучкими трубопроводами відповідно до:

- до плюсової камери перетворювача перепаду тиску ППР2 вентилем В20;

- до місця відбору тиску з робочого еталону РЕ4 вентилем В21;

- до місця відбору тиску з робочого еталону РЕ3 вентилем В23;

- до місця відбору тиску з робочого еталону РЕ2 вентилем В24;

- до місця відбору тиску з робочого еталону РЕ1 вентилем В25;

- до манометра М7 вентилем В26;

- до місця відбору тиску з лічильника Л1 або Л2 вентилем В28, так як використовується один трубопровід і один лічильник перевіряється одночасно;

- до мінусової камери перетворювача перепаду тиску ППР2 вентилем В30;

Вентиль В22 служить для випуску тиску з системи з умовно високим тиском та перевірки нуля перетворювача тиску ПР8, а вентиль В29 служить для випуску тиску з системи з умовно низьким тиском та перевірки нуля манометра М8.

При виборі типів та типорозмірів лічильників газу як робочих еталоныв виходили з технічних характеристик лічильників та:

- забезпечення максимального діапазону роботи установки;

- максимального застосування роторних лічильників газу;

- забезпечення взаємного перекриття діапазонів по обємних витратах лічильників сусідніх типорозмірів;

- забезпечення передачі розміру одиниці обєму газу від Державного еталону одиниць обєму та обємної витрати газу до робочих еталонів.

Для забезпечення проектного значення максимальної об´эмноъ витрати установки, при якій проводитиметься перевіряння засобів вимірювань обєму та обємної витрати газу, були застосовані наступні типорозміри лічильників:

– роторних (G10, G65, G250, G650) – сумарне максимальне значення обємної витрати 1500 м³/год);

• турбінний (G1600) – максимальне значення витрати 2500 м³/год.

Таблиця 2 – Технічні характеристики турбінного лічильника

Типорозмір	Qmax, м3/год	Qmin, м3/год, із співвідношенням витрат 1:20
G 1600	2500	125

Таблиця 3 – Технічні характеристики роторних лічильників

Типорозмір	Qmax, м3/год	Qmin, м3/год, із співвідношенням витрат 1: 50
G10	16	0,2
G 65	100	2
G 250	400	8
G 650	1000	20

Таким чином режими роботи лічильників мають наступний вигляд

Таблиця 4 - Схема роботи лічильників

Типо-розмір	Qmax, м3/год	Обємні витрати газу, м3/год
		0,2	2	8	16	20	100	125	400	1000	2500
G10	16	0,2	2	8	16
G 65	100		2	8	16	20	100
G 250	400			8	16	20	100	125	400
G 650	1000					20	100	125	400	1000
G1000	2500							125	400	1000	2500

Примітка – Діапазони, що перекриваються у лічильників сусідніх типорозмірів, виділені жирним шрифтом.

Щодо забезпечення передачі розміру одиниці обєму газу від Державного еталону одиниць обєму та обємної витрати газу до робочих еталонів, то така передача проводилася у наступній послідовності:

1. Робочі еталони атестувалися на Державному еталоні об’єму газу на повітрі.

2. Так як похибка робочих еталонів роторного типу за тисків до 0,6 МПа не залежить від властивостей робочого середовища (повітря чи природний газ), то метрологічні характеристики робочих еталонів роторного типу приймалися незмінними і на природному газі. Робочі еталони роторного типу перевірялися між собою на природному газі за різних значеннях тиску на витратах, спільних для обох робочих еталонів, визначаються величини розбіжностей між ними.

3. При розбіжностях більше ± 0,2 % такі звірення проводилися на повірочній установці ПУЛГ-1, де в якості робочого еталону використовується робочий еталон більшого типорозміру, а в якості лічильника, що перевіряється, робочий еталон меншого типорозміру. При розбіжності похибок менше ± 0,2 % проводилисяся звірення обох робочих еталонів робочим еталоном установки. За результатами аналізу розбіжностей виявлявся еталон, що має суттєві розбіжності і який піддавався додатковим дослідженням.

Для звірення робочих еталонів на природному газі застосовувались пересувні (трансферні) робочі еталони, атестовані на Державному еталоні одиниць об´єму та об´ємної витрати газу.

4. Передача розміру об’єму газу від Державного еталону на робочий еталон турбінного типу ведеться за допомогою робочих еталонів роторного типу, при цьому робочий еталон турбінного типу встановлювався на місце лічильника, що перевіряється.

Дослідження проводилися на всіх витратах всіх типорозмірів лічильників та за всіх тисків. Визначаються метрологічні параметри турбінного лічильника в усьому діапазоні витрат та тисків. Величина похибок на природному газі та повітрі в усьому діапазоні витрат та тисків природного газу не перевищувала ± 0,15 %.

5. Робилася спроба передачі розміру обєму газу на робочі еталони роторного та турбінного типів за допомогою критичних сопел, атестованих в установленому порядку.

Технологічна схема установки для перевірки лічильників та витратомірів газу на природному газі, що наведена на рисунку 3, відображає:

1. принцип роботи установки;

2. місця розташування робочих еталонів та лічильника, що піддається перевірянню;

3. розташування газопроводів та запірної арматури (засувок);

4. місця вимірювання технологічних параметрів;

5. місця вимірювання метрологічних параметрів: температури, тиску, перепаду тиску, кількості імпульсів з робочих еталонів та лічильників, що перевіряються, тощо.

Установка працює на методі звіряння, тобто порівняння результатів вимірювань робочих еталонів об’єму газу з показами лічильників, що піддаються випробуванню або перевірці.

Газ надходить по газопроводу високого тиску. Тиск на вході установки вимірюється перетворювачем тиску, встановленим перед діафрагмою. На діафрагмі також здійснюється вимірювання перепаду тиску та температури газу. Газ через редуктори Рег1 або Рег1 та Рег2 надходить у вхідну колону К1.

В залежності від діапазону вимірювання витрати газу, можуть бути задіяні одна, дві, три чи чотири паралельні ланки газопроводу з робочими еталонами з відповідними максимальними значеннями витрати газу. Це реалізується шляхом закривання (відкривання) відповідних засувок запірної арматури.

Перед кожним робочим еталоном об’єму газу встановлені перетворювачі тиску та температури за винятком робочого еталону турбінного типу, де перетворювач температури встановлено після робочого еталону.

У середню колону К2 газ надходить з усіх ланок.

Газ після проходження через лічильник, що перевіряється, потрапляє у вихідну колону К3. В залежності від режиму роботи установки (табл. 1) газ виходить з установки по одному з двох газопроводів низького або середнього тиску. Не задіяний газопровід перекривають.

Вимірювальні перетворювачі температури значення температури перетворюють в електричні та кодові сигнали. Перетворювачі температури оснащені додатковим перетворювачами вимірювального сигналу в уніфікований сигнал струму 4...20 мА та код і дає можливість передавати вимірювальний сигнал на пульт керування та ПЕОМ.

Типи та характеристики вимірювальних перетворювачів температури, що застосовуються в установці, наведені в таблиці 5.

Таблиця 5 – Типи та характеристики вимірювальних перетворювачів температури, що застосовуються в установці

Тип вимірювального перетворювача температури	Вид електричного приєднання	Діапазон вимірюваних температур, ˚С	Номінальна статична характеристика
RMG	DIN-4-x	від -10 до +60	П100
ПТ-М	4-х провідне	від 30 до +60	М100

Для вимірювання і передачі значень тиску на відстань та для подальшої їх обробки, застосовуються вимірювальні перетворювачі тиску з метою передачі вимірювального сигналу на обчислювач (коректор) або на пульт керування ПЕОМ.

Типи та характеристики вимірювальних перетворювачів тиску, що застосовуються в установці, наведені в таблиці 6 .

Таблиця 6 - Моделі та характеристики вимірювальних перетворювачів тиску, що застосовуються в установці

Назва моделі	Технічні характеристики
	Застосування	Діапазон вимірювання	Границі основної похибки, %	Вихідний сигнал	Маса, кг
Метран-43 Метран-45	ДИ, ДВ, ДИВ, ДД	ДИ: 0,1 кПа – 60МПа ДВ: 0,1– 100 кПа ДИВ: 0,08 кПа – 530 кПа ДД: 0,1 кПа – 25 МПа	±0,25%; ±0,5%; ±1,0%	І=0..5; 4..20; 0..20 мА	1÷6,5
Honeywell ST 3000/ STD924	ДД	62÷1000 мбар	±0,25%; ±0,5%; ±1,0%	І=4..20 мА;	4,1

У всіх перетворювачах тиску, перепаду тиску і температури для передачі даних використовують HART- протокол – тобто протокол двонаправленого зв’язку, який передбачає передачу цифрової інформації поверх стандартного аналогового сигналу 4-20 мА. HART - модем передає дані через розширювач портів RS232. Імпульсні сигнали вимірювання витрати з перетворювачів обертів ПО1 … ПО5 робочих еталонів та лічильників обробляються контролером метрологічних параметрів і через розширювач портів надходять в ПЕОМ.

Технологічні параметри, такі як тиск на вході, в регуляторі, температура приміщення, сигнали пожежної, охоронної сигналізації та сигналізації загазованості обробляється контролером технологічних параметрів і теж надходять в ПЕОМ.

Структурна схема метрологічного забезпечення лабораторії для перевірки промислових лічильників газу на природному газі наведена на рис. 4.

5 Методика проведення вимірювань

5.1 Метод вимірювань

Вимірювання об’єму газу, що проходить через лічильник (як робочий еталон так і лічильник, що перевіряється) за стандартних умов V_с, м³, виконуються шляхом вимірювання об’єму газу за робочих умов, вимірювання температури та тиску газу у

Рис. 3 – Структурна схема метрологічного забезпечення лабораторії

трубопроводі відповідними засобами вимірювань і розрахунку об’єму газу до стандартних умов.

Об’єм газу за робочих умов V_р, м³, який пройшов через лічильник газу за інтервал часу проведення перевірки, визначається за формулою:

V_р = V_рк – V_рп,

де V_рк – покази відлікового пристрою лічильника газу на момент закінчення інтервалу часу проведення перевірки, м³; V_рп – покази відлікового пристрою лічильника газу в момент початку інтервалу часу проведення перевірки, м³

Значення V_с обчислюється за формулою:

Р_сер – середнє значення за інтервал часу проведення перевірки абсолютний тиск газу, МПа (кгс/см²); Т_ср – середнє значення за інтервал часу перевірки температура газу , ^оС; К – коефіцієнт стисливості газу за тиску Р_сер та температури Т_ср, що визначається згідно з РД50-213-89 або ГОСТ14356. Коефіцієнт стис­­ли­вос­ті розраховується на ПЕОМ за програмою, затвердженою Держспоживстандартом України. Необхідні для роз­ра­хун­ку значення густини газу за стандартних умов _с, молярна частка азоту Х_а та діоксиду вуглецю Х_у вводиться перед вимірюваннями за результатами сертифікатів на газ або за результатами аналізу природного газу.