Проектирование и эксплуатация насосных и компрессорных станций
..pdfконденсатосборников 11. Соединительные линии при их длине бо лее 25 м обычно выполняют стальными трубами диаметром 18 — 20 мм с толщиной стенки 2 — 2,5 мм. Для исключения замерзания жидкости или образования в ней твердых кристаллогидратов це-
Рис. 3.40. Шаровой кран фирмы "Камко" (США) с измерительной диаф рагмой
301
Рис. 3.41. Схема подключения дифманометра-расходомера к сужающему устройству с помощью трубных соединительных линий при измерении расхода газа
лесообразно импульсные линии теплоизолировать, а вдоль пучка линий прокладывать взрывобезопасный термокабель, обеспечива ющий обогрев импульсных линий при пропускании через него электрического тока.
Вентили 4, 6, 7,9, 10 и 12 служат для подключения дифманометра 8 к измерительному трубопроводу с давлением газа или его отключения от трубопровода. Во избежание подачи в измеритель ные камеры дифманометра 8 одностороннего давления, что может привести к выходу дифманометра из строя, следует строго соблю дать следующий порядок подключения дифманометра к трубопро воду с давлением газа. При закрытых вентилях 4, 7, 9 и 10, а также сбросных вентилях 6 сначала открывают уравнительный вентиль 9,
302
соединяющий обе измерительные камеры дифманометра между собой, а затем последовательно открывают вентили 7, 10 и 4. После этого уравнительный вентиль 9 закрывают, вследствие чего на вход дифманометра 8 подается измеряемый перепад давлений. От ключение дифманометра производят в обратном порядке. Сначала открывают уравнительный вентиль 9, а затем последовательно закрывают вентили 7, 10 и 4.
В тех случаях, когда установка внутренних кольцевых камер для отбора давлений затруднена или невозможна, рекомендуется делать кольцевые отборы с помощью наружной трубчатой обвяз ки, как показано на рис. 3.42. От диафрагмы 7, установленной в трубопроводе 1, с помощью наружных трубок 2 и 6 отбирают давления р{ и р2 (по четыре трубки на каждое давление). Трубки 2 отбора давлений от диафрагмы герметично связаны между собой парой кольцевых трубок 3 и 5, к которым присоединяют имггуль-
| | К дифманометру-
303
сные линии дифманометра. Для слива конденсата из соединитель ных линий предусматривают конденсатосборники 8 со сливными вентилями 9. Вентили 4 служат для отключения и подключения им пульсных линий дифманометров при ремонтно-восстановитель ных работах.
Для переключения импульсных линий дифманометров-расхо- домеров, слива жидкости из них или продувки импульсных линий применяют игольчатые вентили типа ВИ с условным диаметром 6, 15 и 20 мм, а также шаровые краны типа КШ с внутренним диамет ром 10 или 20 мм. Вентили типа ВИ рассчитаны на рабочее давле ние до 16 МПа, а шаровые краны типа КШ — на рабочее давление до 7,5 МПа. Наибольший интерес для переключения импульсных линий представляют шаровые краны типа КШ, обладающие рядом преимуществ по сравнению с широко распространенными иголь чатыми вентилями типа ВИ.
Местные сопротивления (колена, угольники, задвижки, кра ны, гильзы термометров и др.), установленные в измерительных трубопроводах до и после сужающего устройства, искажают структуру потока и приводят к дополнительным погрешностям из мерения расхода газа или жидкости по методу переменного пере пада давления. Поэтому между местным сопротивлением и сужа ющим устройством должен быть предусмотрен прямой участок измерительного трубопровода необходимой длины. Установка су жающих устройств непосредственно у местных сопротивлений не допускается.
Регулировочные задвижки и краны рекомендуется устанавли вать после диафрагмы. При установке их перед диафрагмой необ ходимо соблюдать расстояние не менее 100D. Рабочая температу ра измеряется перед диафрагмой. Гильза с датчиком должна вхо дить внутрь трубопровода на глубину примерно 0,5Д а наимень шее расстояние до нее должно составлять не менее 5D.
С целью уменьшения прямых участков после местных сопро тивлений устанавливают струевыпрямители пластинчатого или трубчатого вида.
Выбор диафрагмы сводится к расчету перепада давлений Ар
С увеличением Др уменьшается модуль т .
При уменьшении модуля повышается точность измерений, рас
304
ширяется область измерений без поправки на число Рейнольдса, сокращается необходимая длина прямых участков газопровода, снижаются требования к установке диафрагмы. Модуль диафраг мы колеблется от т = 0,05 до ш = 0,7, перепад давления следует выбирать таким, чтобы модуль был близок к 0,2..
Верхний предел измерений по расходу выбирают по наиболь шему измеряемому расходу, нижний предел составляет 30 % от верхнего. Расширения предела измерения достигают путем установки диафрагмы на нескольких параллельных участках газо провода.
Перепад давления, создаваемый на диафрагме, передается к дифманометру-расходомеру посредством импульсных линий с внутренним диаметром не менее 8 мм; для уменьшения запазды вания рекомендуется применять трубки с внутренним диаметром не менее 12 мм. Дифманометр должен располагаться выше сужаю щего устройства для того, чтобы содержащаяся в виде мелких ка пель и пара вода не попадала в дифманометр. При установке дифманометра ниже сужающего устройства необходима установка дренажных устройств. Обе соединительные трубки должны нахо диться в одинаковых температурных условиях и быть изолирова ны от воздействия внешних источников тепла или холода. Пере пад давления на диафрагме замеряют дифференциальными мано метрами-расходомерами. Существуют дифманометры трех типов: жидкостные, колокольные и пружинные.
В основу жидкостных дифманометров положен принцип со общающихся сосудов, заполненных жидкостью, при этом относи тельное положение уровней жидкости в сосудах пропорциональ но перепаду давления.
Колокольные дифманометры основаны на силовом воздей ствии перепада давления на колокол, плавающий в жидкости: при изменении перепада давления изменяется относительное переме щение колокола.
Впружинных дифманометрах перепад давления воздействует на упругий элемент, деформация которого пропорциональна перепадудавления.
Вгазовой промышленности чаще всего применяют поплавко вые, сильфонные и мембранные манометры. Поплавковый дифмано метр типа ДП состоит из двух частей: измерительной системы — поплавкового устройства с использованием принципа действия
305
обычных U-образных манометров и механизма для передачи пере мещения поплавка на измерительный прибор. Давление до диаф рагмы подается в плюсовой сосуд, давление после диафрагмы — в сменный минусовой сосуд, который меняется для изменения пределов перепада давления.
Расходомеры типа ДП выпускают на перепады давления 0,04; 0,063; 0,1 и 0,16 МПа. Рабочее давление до 16 МПа, класс точности — 1,5. Их снабжают самопишущими устройствами с приводом диаг раммы от часового механизма и устройством для измерения и за писи давления. Исправность работы дифманометра проверяют по рабочей точке путем сравнения показаний с контрольным U-об- разным манометром и по перепаду давлений по всей шкале диаф рагмы на отключенном приборе.
Мембранные дифманометры типа ДМ работают в комплексе
савтоматическими приборами дифференциально-трансформа торной схемы типа ДС1 или ЭПИД для преобразования величины измеряемой разности давления в электрический сигнал с целью передачи на вторичный прибор. Принцип действия сильфонного блока дифманометра основан на зависимости между измеряемым перепадом давления и упругой деформацией винтовых цилиндри ческих пружин, сильфонов и торсионной трубки. Каждому номи нальному перепаду давления соответствует определенный блок пружин. Коррекция по температуре и давлению осуществляется
спомощью термосистемы и пружинного манометра.
Вслучаях пульсирующего потока газа необходимо добиваться уменьшения дополнительной погрешности при помощи специаль ных фильтров-успокоителей. Пульсация сглаживается тем силь нее, чем больше объем системы (включая объем фильтра) между источником пульсации и сужающим устройством и чем больше падение давления на этом участке, соответствующее среднему расходу.
3.9.1. Автоматические расходоизмерительные комплексы для однониточных пунктов учета газа
В последнее время как в России, так и за рубежом для опреде ления расхода и количества природного газа переходят к расходо измерительным системам, обеспечивающим автоматическое при ведение расхода газа к нормальным условиям, интегрирование его
306
по времени для определения объема прошедшего по трубопроводу газа, а также преобразование полученной информации в сигналы, пригодные для передачи в АСУ посредством систем телемеханики (рис. 3.43). Указанные расходоизмерительные комплексы снабже-
а |
5 |
Рис. 3.43. Структурные схемы расходоизмерительных комплексов для од нониточных пунктов учета газа:
а — с коррекцией по температуре и давлению; б — с коррекцией по плотно сти газа в рабочих условиях
307
ны первичными датчиками давления, перепада давления, темпера туры и плотности газа с электрическими выходными унифициро ванными сигналами, вычислительным устройством, решающим уравнение приведения расхода газа к нормальным условиям, ин тегратором расхода со счетчиком прошедшего по трубопроводу объема газа, указателем и регистратором расхода газа, а также те леметрическими преобразователями.
Структурная схема расходоизмерительного комплекса с авто матической коррекцией показаний по температуре и давлению приведена на рис. 3.43, а. Такой комплекс состоит из измеритель ного трубопровода 1с сужающим устройством 8, преобразователя перепада давления (дифманометра) 7, преобразователя давления 6, преобразователя температуры 2, вычислительного устройства 5, интегратора расхода 3 со счетчиком объема газа, регистратора мгновенного расхода 4, а также телеметрических преобразовате лей расхода и объема газа. Отдельные системы оснащают допол нительно цифропечатающим устройством, фиксирующим на лен те дату и время печати, объем отпущенного газа и другие парамет ры комплекса. В зависимости от видов применяемых первичных датчиков и вычислительных устройств принципиальные схемы комплексов могут изменяться, однако структурная схема такой системы практически остается неизменной.
Схема расходоизмерительного комплекса с использованием измерителя-преобразователя фактической плотности газа показа на на рис. 3.43, б\ 1 — измерительный трубопровод с сужающим устройством 7; 6 — дифманометр с электрическим выходным уни фицированным сигналом; 2 — измеритель фактической плотности газа; 5 — вычислительное устройство со счетчиком объема отпу щенного газа; 3 — интегратор расхода 3; 4 — регистратор расхода газа. Вычислительное устройство служит для приведения расхода газа к нормальным условиям по показаниям дифманометра и из мерителя фактической плотности газа в соответствии с формулой (3.6). Комплексы, показанные на рис. 3.43, должны обеспечивать возможность введения всех постоянных величин, входящих в формулу (3.6), а также возможность подключения измерителя плотности газа при нормальных условиях или ручного или дистан ционного ввода значений указанного параметра.
308
3.9.2. Автоматические расходоизмерительные комплексы для многониточных пунктов учета газа
Установка измерительных диафрагм в трубопроводах высоко го давления с диаметром 500 мм и выше сопряжена со значитель ными трудностями. В связи с этим при измерении расхода на пун ктах учета газа крупных промыслов и магистральных газопрово дов с условным диаметром 500, 700, 1000, 1200 и 1400 мм применя ют разветвление потока по нескольким трубопроводам. Это несколько повышает точность и позволяет использовать трубо проводную арматуру меньших диаметров.
При использовании многониточных пунктов учета газа по грешность измерения суммарного расхода и объема газа, проходя щего через многониточный пункт учета, существенно уменьшает ся по сравнению с погрешностью однониточного пункта (при ус ловии равенства погрешностей измерения дифманометров-расхо- домеров и других приборов) и определяется выражением
5 = 5 ,/ лЛ + ДгСИСТ( |
(3.8) |
где 5 — предельная погрешность измерения расхода или объема газа для многониточного пункта учета газа, %;
5 - — предельная погрешность измерения расхода или объема газа одного измерительного трубопровода многониточ ного пункта учета газа, %;
i — число измерительных трубопроводов;
Аг'сист — систематическая составляющая предельной погрешно сти измерения расхода или объема газа одного измери тельного трубопровода, %.
С допустимой точностью можно принять, что систематиче ская составляющая А/систравна примерно 1/3 предельной погреш ности 5, измерения расхода или объема газа одного измерительно го трубопровода:
Azсист (1/3)5/. |
(3.9) |
Подставив значение Дгсист в формулу (3.8), получаем
309
8 = 5, /л/7 + ( 1 /3 ) 8 ,. |
(3.10) |
Как видно из формулы (3.10), при увеличении числа измери тельных трубопроводов многониточного пункта учета газа резуль тирующая погрешность измерения расхода и объема газа умень шается примерно в yfi раз, но она не может стать меньше значе ния, равного систематической составляющей предельной погреш ности измерения расхода и объема газа одного измерительного трубопровода данного пункта учета.
Структурная схема многониточного пункта учета газа с комп лексом приборов приведена на рис. 3.44. Комплекс состоит из на бора однониточных дифманометров-расходомеров с первичными преобразователями перепада давления, давления и температуры, число которых равно числу измерительных трубопроводов; вы числительных устройств для каждого измерительного трубопро вода; сумматора расходов и объема газа; счетчика суммарного объема газа; блока телеизмерения, цифро-печатающего устрой ства, а также регистратора суммарного расхода газа.
В каждом отдельном дифманометре-расходомере имеется из мерительная диафрагма 1, дифманометр с электрическим выход ным сигналом 10, преобразователь давления 2, преобразователь температуры 3 и вычислитель расхода 4 для каждого измеритель ного трубопровода 9. Вычислительные устройства 4 формируют выходные сигналы, пропорциональные мгновенным расходам газа Qi, Q2, .... О,-по каждому измерительному трубопроводу. Сум мирующее устройство 8 со счетчиком 6 и регистратором 7 сумми рует отдельные расходы О - и объемы V(прошедшего газа по каж дому измерительному трубопроводу 9, приведенные к нормаль ным условиям, а также обеспечивает визуальный отсчет и регист рацию суммарного расхода ^ О и объема газа £ V, прошедших по магистральному газопроводу 5, и преобразует суммарный расход
впропорциональный токовый сигнал, а суммарный объем газа —
ввыходной сигнал, пригодный для передачи-приема информации многозарядных цифровых счетчиков системами телемеханики.
Возможны варианты структурной схемы многониточного рас ходоизмерительного комплекса, показанного на рис. 3.44, в кото рой все вычислительные устройства 4, суммирующее устройство 8, счетчик 6 и блок телеизмерения выполнены в отдельном вычи слительном устройстве, общем на весь пункт учета газа.
310