Врахування характеристик робочого середовища при застосуванні турбінних лічильників природного газу

Вступ. Постановка проблеми

Турбінні вимірювальні перетворювачі витрати газу завдяки високій точності, відносно малій інерційності та відносно нескладній конструкції набули широкого застосування у вітчизняній та світовій метрологічній практиках для вирішення цілого спектру задач реєстрації об’єму та об’ємної витрати газу [1-3]. 
Як правило, засоби комерційного обліку природного газу проходять повірку (калібрування) на повірочних стендах із використанням в якості вимірюваного середовища повітря при тиску близькому до атмосферного, а застосовуються для обліку природного газу з різними значеннями тиску, що зазвичай значно перевищує величину атмосферного [4].
Внаслідок відмінності фізичних властивостей повітря і природного газу та умов калібрування і застосування приладів виникають додаткові невизначеності результатів вимірювання об’єму та об’ємної витрати газу. Це визначає актуальність проведення досліджень впливу зміни фізичних властивостей робочих середовищ при калібруванні і експлуатації приладів.

Постановка задачі
Метою статті є аналіз результатів дослідження модернізованого лічильника природного газу турбінного класу, каліброваного на робочому середовищі – природний газ і повіреного на робочому середовищі – повітрі за атмосферного тиску, а також розроблення комплексного показника подібності газових потоків при калібруванні приладів турбінного класу на повітрі і застосуванні їх у реальних умовах експлуатації із плинним природним газом на підґрунті гідрогазодинамічної теорії.

Аналіз останніх досліджень і публікацій
У міжнародній метрологічній практиці існує ряд нормативних документів, що жорстко регламентують вимоги до калібрування лічильників турбінного класу [5]. Варто зазначити, що цей документ [5] імплементовано в Україні і діє як національний стандарт [6]. 
У першу чергу ці вимоги викликані тим, що експлуатаційні (в тому числі метрологічні) характеристики лічильників газу турбінного класу залежать від його конструкції, тиску та витрати вимірюваного середовища, що пов’язано зі змінами його інерційних властивостей, серед яких важливе значення мають зміни густини та динамічної в’язкості [7,8] 
На сьогодні в Україні випробування та калібрування лічильників турбінного класу за умов їх експлуатації при робочому тиску вимірюваного середовища, вище 0,4 МПа повинні виконуватися за тиску робочого середовища, близького до передбачуваного робочого тиску при його експлуатації [9]. 
Основні вимоги вищезгаданих нормативних документів полягають у наступному [10]:

  • калібрування лічильника, виконано на випробувальному стенді у певному діапазоні чисел Рейнольдса, характеризує експлуатаційні параметри приладу, якщо він використовується для вимірювання кількості газу у тому ж діапазоні чисел Рейнольдса. Очікуваний робочий діапазон числа Рейнольдса та/або густини для лічильника необхідно враховувати під час розробки методики калібрування [11];
  • вимоги до точності мають бути перевірені за параметрів газового середовища, максимально наближених до умов експлуатації (тиск, температура, тип газу) лічильника. Перевірку також може бути виконано із типом газу (наприклад, повітря), відмінним від того, для реєстрації якого призначений лічильник, якщо органи влади, відповідальні за перевірку(верифікацію), переконані, що зіставні результати будуть отримані шляхом оціночних випробувань із різними газами або технічною конструкцією лічильника, що перевіряється [5,6].

Читати в джерелі

Список використаних джерел
1.    Власюк Я. М. Концепція єдиної системи обліку природного газу України (оптимізація впровадження промислових лічильників різних методів вимірювання) [Текст]/ Я. М. Власюк, М.І. Чуприн. // Методи та прилади контролю якості – 2007.–№ 18.–C.73-75.
2.    Клочко Н. Б. Удосконалення методів оцінювання точності турбінних лічильників газу : автореф. дис. канд. техн. наук : 05.01.02 [Текст]/ Н. Б. Клочко; Івано-Франків. нац. техн. ун-т нафти і газу. - Івано-Франківськ – 2014. - 20 c.
3.    Хансуваров К.И. Техника измерения давления, расхода, количества и уровня жидкости, газа и пара [Текст]/ К.И. Хансуваров, В.Г. Цейтлин. – М.: Изд-во стандартов, 1990. – 287с
4.    Стеценко А.А. Обзор стендов калибровки газових счетчиков на рабочей среде «природный газ» в странах СНГ [Текст]/ А.А. Стеценко А.А. И.В. Руженцев, Ю.С.Глова, С.Д.Недзельский // Обробка інформації в складних технічних системах - 2015. - Вип. 6. - С. 135-139. 
5.    OIML R 137-1&2: 2012 (E) Gas meters. Part 1: Metrological and technical requirements. Part 2: Metrological controls and performance tests., American Gas Association (A.G.A.); Transmission Measurement Committee Report No. 7, “Measurement of Natural Gas by Turbine Meters”, American Gas Association, Washington, D.C., April 2006.
6.    ДСТУ OIML R 137-1-2:2014 Лічильники газу. Частина 1. Метрологічні та технічні вимоги. Частина 2. Методи підтвердження метрологічних та технічних характеристик (OІML R 137-1-2, еdіtіon 2012 + OІML R 137-1-2-Amendment 2014, ІDT)
7.    Андріїшин М.П. Облік природного газу: довідник  [Текст]/ М.П.  Андріїшин, О.М.  Карпаш, Я.С.  Марчук, І.С.  Петришин, О.Є. Середюк, С.А.  Чеховський. Івано-Франківськ: ПП «Сімик», 2008. –160 с.
8.    Extended Lee Model for the Turbine Meter & Calibrations with Surrogate Fluids, Flow Measurement and Instrumentation, 2012; 24: 71 – 82 Jodie G. Pope, John D. Wright, Aaron N. Johnson and Michael R. Moldover].
9.    ДСТУ EN 12261:2006 «Лічильники газу турбінні. Загальні технічні вимоги». 
10.    Андріїшин М.П. Особливості застосування газодинамічної теорії подібності в процесі калібрування та повірки лічильників природного газу [Текст]/ М.П. Андріїшин, О.М. Чернишенко, А.В. Едель // Нафтогазова галузь України. - 2015. №6(18) – С.33-36
11.    American Gas Association (A.G.A.); Transmission Measurement Committee Report No. 7, “Measurement of Natural Gas by Turbine Meters”, American Gas Association, Washington, D.C., April 2006
12.    Кузьменко Ю.В. Щодо повірки витратомірів-лічильників на природному газі [Текст]/ Ю.В. Кузьменко, В.В. Онушко, А.М. Рак, І.В. Щупак //Український метрологічний журнал – 2014.- №4.-С. 58-60
13.    Paul W.Tang, M.Sc., P.Eng., “Pressure Effect on Turbine Meter Gas Flow Measurement”[Текст]/ Paul W.Tang, M.Sc., P.Eng., Fortis BC Energy, Surrey, Canada, 2013.
14.    Кремлевский П.П. Расходомеры и счетчики количества веществ: Справочник. Кн. 1. - 5-е изд., перераб. и доп. [Текст] / П.П.Кремльовський. – СПб.: Политехника, 2002. - 409 с.
15.    Elster-Instromet N.V. TRZ2 EN04 Datasheet. Turbine gas meters DN 50 - 150 for custody transfer.- Режим доступу:http://www.gasas.cz/www/prilohy/plynom] – Назва з екрана.
16.    Основні технічні характеристики лічильників газу ЛГ-К-Ех: Режим доступу: http://www.prylad.com.ua/index.php/uk/turbinni-lichylnyky/lh-k-ekh - Назва з домашньої сторінки Інтернету.
17.    Extended Lee Model for the Turbine Meter & Calibrations with Surrogate Fluids, Flow Measurement and Instrumentation, 2012; 24: 71 – 82 Jodie G. Pope, John D. Wright, Aaron N. Johnson and Michael R. Moldover
18.    John G. Webster Halit Eren Measurement, Instrumentation, and Sensors Handbook, CRC Press Taylor & Francis Group 6000 Broken Sound Parkway NW, Suite 300 Boca Raton, FL 33487-2742, 2014
19.    ДСТУ ГОСТ 8.395:2008 ГСИ. Нормальные условия измерений при поверке. Общие требования