Расчет узла учета природного газа

Расчет узла учета количества газа

В промышленности широко применяют расходомеры переменного перепада давления. Перепад давления на сужающем устройстве DP зависит от расхода газа Q и пропорционален его квадрату:

где C – постоянный коэффициент для данного расходомера.

Этот метод расчета достаточно хорошо изучен и, по существу, единственный в отечественной и зарубежной практике стандартизованный.

При измерении расхода чаще всего применяются дифманометры в комплекте со стандартизованными диафрагмами. По установившейся практике проектная организация производит заказ сужающего устройства и дифманометра по опросному листу завода-изготовителя, который производит расчет устройства по данным проектной организации. При расчете диаметра отверстия сужающего устройства (d₂₀) необходимо иметь следующие исходные данные:

· максимальный и средний измеряемые расходы газа при стандартных условиях (Q_с.макс., Q_{с.ср .});

· компонентный состав газа или плотность его при стандартных условиях (r_СТ);

· избыточное давление измеряемого потока газа перед диафрагмой (P_и);

· барометрическое давление окружающей среды (P_б);

· допустимая потеря давления на сужающем устройстве при максимальном расходе газа (DP_д);

· температура измеряемого газового потока (T_и);

· внутренний диаметр трубопровода измерительной линии (D₂₀).

Выбор диафрагмы сводится к расчету перепада давления P и модуля m = (d₂₀/D₂₀) 2 . С увеличением DP уменьшается модуль диафрагмы, при этом повышается точность измерения, расширяется область измерений без поправки на число Rе, сокращается необходимая длина прямых участков газопровода и снижаются требования к установке диафрагмы. Модуль диафрагмы колеблется от 0,05 до 0,64. Определение d₂₀ возможно при свободном выборе DP. Перепад давления на сужающем устройстве выбирают таким образом, чтобы модуль был близок к 0,2. В этом случае диаметр сужающего устройства определится следующим образом:

При средних скоростях в трубах значения m должны соответствовать значениям DP, лежащим в пределах 0,016¸0,063 МПа.

В промышленности часто применяют плоские и камерные диафрагмы. Камерные диафрагмы имеют d_у = 25; 50; 65; 80; 100; 125; 150; 200; 250; 350; 500 мм; бескамерные d_у = 400; 500; 600; 800; 1000 мм. В табл. 3.4 приведены характеристики ряда типов диафрагмы для измерения расхода газов на ГРС.

На ГРС большой производительности узел замера газа следует располагать после узла очистки и до узла редуцирования.

Диафрагмы для измерения расхода газов на ГРС

Тип	Марка	P, МПа	D, мм
Дисковые беска-	ДДН-0,25	0,25	450-1400
мерные для из-	ДДН-0,6	0,60	-//-
мерения давле-	ДДН-1,0	1,0	450-1200
ния непосредст-	ДДН-1,6	1,6	-//-
венно у кромок
Дисковые нор-	ДКН-1,0	1,0	50-500
мальные	ДКН-2,5	2,5	-//-
Дисковые	ДП-2,5	2,5	50-1200
Камерные	ДН-6,4	6,4	50-500

Понравилась статья? Добавь ее в закладку (CTRL+D) и не забудь поделиться с друзьями:

Источник

3.3.4. Расчет узла учета количества газа

В промышленности широко применяют расходомеры переменного перепада давления. Перепад давления на сужающем устройстве P зависит от расхода газа Q и пропорционален его квадрату:

где C – постоянный коэффициент для данного расходомера.

Этот метод расчета достаточно хорошо изучен и, по существу, единственный в отечественной и зарубежной практике стандартизованный.

При измерении расхода чаще всего применяются дифманометры в комплекте со стандартизованными диафрагмами. По установившейся практике проектная организация производит заказ сужающего устройства и дифманометра по опросному листу завода-изготовителя, который производит расчет устройства по данным проектной организации. При расчете диаметра отверстия сужающего устройства (d₂₀) необходимо иметь следующие исходные данные:

• максимальный и средний измеряемые расходы газа при стандартных условиях (Q_с.макс., Q_с.ср.);
• компонентный состав газа или плотность его при стандартных условиях (_СТ);
• избыточное давление измеряемого потока газа перед диафрагмой (P_и);
• барометрическое давление окружающей среды (P_б);
• допустимая потеря давления на сужающем устройстве при максимальном расходе газа (P_д);
• температура измеряемого газового потока (T_и);
• внутренний диаметр трубопровода измерительной линии (D₂₀).

Выбор диафрагмы сводится к расчету перепада давления P и модуля m = (d₂₀/D₂₀) 2 . С увеличением P уменьшается модуль диафрагмы, при этом повышается точность измерения, расширяется область измерений без поправки на число Rе, сокращается необходимая длина прямых участков газопровода и снижаются требования к установке диафрагмы. Модуль диафрагмы колеблется от 0,05 до 0,64. Определение d₂₀ возможно при свободном выборе P. Перепад давления на сужающем устройстве выбирают таким образом, чтобы модуль был близок к 0,2. В этом случае диаметр сужающего устройства определится следующим образом:

При средних скоростях в трубах значения m должны соответствовать значениям P, лежащим в пределах 0,0160,063 МПа.

В промышленности часто применяют плоские и камерные диафрагмы. Камерные диафрагмы имеют d_у = 25; 50; 65; 80; 100; 125; 150; 200; 250; 350; 500 мм; бескамерные d_у = 400; 500; 600; 800; 1000 мм. В табл. 3.4 приведены характеристики ряда типов диафрагмы для измерения расхода газов на ГРС.

На ГРС большой производительности узел замера газа следует располагать после узла очистки и до узла редуцирования.

Диафрагмы для измерения расхода газов на ГРС

Источник

Общие требования к проектированию УУГ

На стадии выполнения проекта на газификацию газопотребляющего объекта Заявитель (либо владелец УУГ) предоставляет на согласование техническое решение на УУГ, в котором должна содержать документация:

1. Пояснительная записка, в которую входят следующие разделы:

1.1. Общие положения, которые включают перечень нормативных документов по метрологии, электробезопасности и пр., используемых при проектировании УУГ;
1.2. Сведения об объекте, на котором устанавливается УУГ (адрес, месторасположения и т.д.);
1.3. Исходные данные для проектирования УУГ, в том числе:

1.3.1. Характеристика газа, используемая для выполнения расчетов (может приниматься из паспорта качества газа);
1.3.2. Характеристика объекта, где указываются:

А) устанавливаемое газоиспользующее оборудование с указанием типа, количества, мощности и др., в том числе сведений о горелках;
Б) режим работы газоиспользующего оборудования (плавно меняющийся или импульсный);
В) максимальный расход газа м3/час, приведенный к стандартным условиям принимается из технической документации на газоиспользующее оборудование или выполняется расчет. При подключении газовых плит учитывать их минимально допустимый расход, т.е. одной конфорки (принимается из технической документации на плиту);
Г) максимальное и минимальное значение давления в газопроводе в месте установки УУГ. Определяется проектной организацией в результате проведения гидравлического расчета;
Д) максимальное и минимальное значение барометрического давления в месте установки УУГ (может приниматься по справке, выданной Гидрометеоцентром);
Е) максимальное и минимальное значение температуры газа в газопроводе в месте установки УУГ (определяется проектной организацией).

1.4. Подбор УУГ с обоснованием выбора расходомера или счетчика газа (выполнение расчета с учетом предполагаемых изменений параметров потока газа);
1.5. Обоснование выбора средства контроля перепада давления на расходомере или счетчике газа. Выполняется перепад расхода давления с учетом максимального и минимального расходов газа;
1.6. Выбор фильтра, устанавливаемого перед счетчиком газа или расходомером, также выбор средства контроля степени засоренности фильтра (Средство Измерения (далее СИ) разности давлений). Фильтр выбирается из технической документации на счетчик газа или расходомер для обеспечения указанной фильтрации. СИ контроля степени засоренности фильтра выбирается по технической документации на фильтр и зависит от максимально допустимого перепада давления на фильтре.
1.7. Расчет сужающего устройства (далее СУ) при использовании метода переменного перепада давления.
1.8. Описание типа средств измерения, их характеристики и состав УУГ (технические характеристики измерительного комплекса), также указывается действующая методика измерений;
1.9. Функциональная схема УУГ с учетом всех средств измерения и вспомогательных устройств (на листе схемы указывается состав УУГ);
1.10. Сведения о том, с помощью каких вспомогательных устройств и ПО будет осуществляться вывод с корректоров (вычислителей) информация по параметрам потока газа на бумажные носители, для предоставления их в организацию, выдавшую ТУ или заключившую Договор на технологическое присоединение;
1.11. Информация о системе телеметрического контроля с УУГ, подключенной к АСУПГ ГУП МО «Мособлгаз», в том числе обо всех дополнительных устройствах – для предприятий и организаций получившим ТУ или заключившим Договор на технологическое присоединение в ГУП МО «Мособлгаз»;
1.12. Приложение. Данный раздел включает:

1.12.1. Техническое задание на выполнение технического решения, выданное владельцем УУГ проектной организации, заверенное подписью и оттиском печати заявителя или владельца УУГ;
1.12.2. Копию технических условий или письмо с требованием согласования технического решения у поставщика природного газа;
1.12.3. Копию доверенности доверенному лицу от заявителя либо владельца УУГ;
1.12.4. Копию свидетельства саморегулируемой организации о допуске к определенным видам работ (вид работ – проектирование);
1.12.5. Копии из документов (паспортов, технических описаний и пр.) на устанавливаемое газоиспользующее оборудование, в которых указаны его технические характеристики, в том числе используемых горелок;

Пояснительная записка и функциональная схема УУГ заверяются подписью и оттиском печати (при наличии) заявителя либо владельца УУГ. В состав пояснительной записки, указанной в п.1, могут быть включены дополнительные разделы, в зависимости от выбираемого вида и состава УУГ.

2. Схема наружного газопровода.

На схеме газопровода должны быть указаны:

2.1. Точка врезки;
2.2. Граница территории газифицированного объекта;
2.3. Расположение узла учета газа (узлов учета газа);
2.4. Газоиспользующее оборудование;
2.5. Запорная арматура;
2.6. Диаметры и длина газопровода;
2.7. Давление в газопроводе.

3. Аксонометрическая схема.

На схему должны быть нанесены все технические устройства (регуляторы, краны, задвижки и пр.), в том числе и УУГ, которые находятся на газопроводе, от вводной задвижки до газоиспользующего оборудования (включительно).

4. Схема УУГ.

Схема должна включать средства измерения (СИ), дополнительные устройства, соединительные трубки, а также измерительные трубопроводы (с указанием диаметров трубопроводов, их длины, а также высоты расположения).

5. Спецификация на УУГ.

В спецификации указываются средства измерения, дополнительные устройства, запорная арматура и другие технические устройства, отображенные на схеме УУГ.

6. Схема электрических соединений.

На схеме указываются СИ и вспомогательные устройства, разводка электрических проводов (с указанием приблизительной длины трасс), разъемы, клеммы, клеммные коробки и место подключения к электрической сети. В случае использования измерительного комплекса, собранного на заводе-изготовителе, при наличии единого паспорта на него с указанием всех средств измерения и погрешности, схема электрических соединений внутри комплекса между СИ не изображается, а отображаются только внешние соединения с дополнительными устройствами и подключением электропитания.

7. Спецификация к схеме электрических соединений.

При реконструкции или модернизации существующих УУГ вносятся изменения в существующие технические решения на УУГ или выполняются новые на основании технических условий, организацией их выдавшей.

Источник