МИ 192-79
Государственная система обеспечения единства измерений. Методика аттестации и поверки импортных комплексов для измерения количества природного газа с помощью диафрагм с фланцевым отбором давления

КАЗАНСКИЙ ФИЛИАЛ ОРДЕНА ТРУДОВОГО КРАСНОГО ЗНАМЕНИ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКОГО ИНСТИТУТА ФИЗИКО-ТЕХНИЧЕСКИХ И РАДИОТЕХНИЧЕСКИХ ИЗМЕРЕНИЙ

МЕТОДИКА

АТТЕСТАЦИИ И ПОВЕРКИ ИМПОРТНЫХ КОМПЛЕКСОВ ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ

КОЛИЧЕСТВА ПРИРОДНОГО ГАЗА С ПОМОЩЬЮ ДИАФРАГМ С ФЛАНЦЕВЫМ

ОТБОРОМ ДАВЛЕНИЯ

МИ 192-79

Моекаа ИЗДАТЕЛЬСТВО СТАНДАРТОВ 1980

РАЗРАБОТАНА ВНПО «Союагазавтоматика»

Главный инженер М. М. Майоров Руководитель темы В. ▲. Айрапетов Исполнители: Б. Т. Шохов, Р. Ф. Каширова

РАЗРАБОТАНА Казанским филиалом Всесоюзного ордена Труд** вого Красного Знамени научно*исследовательского института физико-технических и радиотехнических измерений (КФ ВНИИФТРИ)

Директор Н. М. Хусаинов Исполнители: Г. Л. Куцаков, В. Д. Куликов

ПОДГОТОВЛЕНА К УТВЕРЖДЕНИЮ Научно-исследовательской лабораторией КФ ВНИИФТРИ

Руководитель лабораторией П. А. Гвршип Исполнители: Р. А. Смирнов, Б. В. Савиных

УТВЕРЖДЕНА Научно-техническим советом КФ ВНИИФТРИ 20 апреля 1979 г. (протокол N2 6J

УДИ 681.121

МЕТОДИКА

АТТЕСТАЦИИ И ПОВЕРКИ ИМПОРТНЫХ КОМПЛЕКСОВ ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ КОЛИЧЕСТВА ПРИРОДНОГО ГАЗА С ПОМОЩЬЮ ДИАФРАГМ С ФЛАНЦЕВЫМ ОТБОРОМ ДАВЛЕНИЯ

МИ 192—79

Настоящая методика распространяется на импортные комплексы для измерения количества природного газа с помощью диафрагм с фланцевым отбором давления, находящиеся в промышленной эксплуатации, и устанавливает порядок представления их на аттестацию, методы и средства поверки.

Аттестации и поверке подлежат следующие измерительные системы комплекса:

стабилизации и сужения потока газа — прямые участки измерительных трубопроводов с диафрагмами;

пораздельного измерения параметров потока, входящих в уравнение количества газа: самопишущий дифманометр, манометр и термометр, барометр, средства измерений плотности газа при нормальных условиях, содержания азота и углекислого газа, влажности газа, планиметры;

автоматизации процесса решения уравнения количества газа — — вычислительное устройство с измерительными преобразователями и цифропечатью (в зависимости от степени автоматизации и функциональной возможности вычислителя).

1. НАЗНАЧЕНИЕ И ПРИНЦИП ДЕЙСТВИЯ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ КОМПЛЕКСОВ

1.1. Измерительный комплекс предназначен для определения при взаимных коммерческих расчетах объема природного газа, прошедшего через диафрагмы, установленные в трубопроводах, по которым разветвлен контролируемый поток, и выдачи в автоматизированную систему управления (АСУ) исходной информации, необходимой для расчета этого количества газа.

В соответствии с ГОСТ 2939-63, устанавливающим условия определения объема газа при взаимных расчетах, количество газа определяют в кубических метрах при нормальных условиях: температуре Т_н -293,15 К(20°С), абсолютном давлении Р„ = -0,101325 МПа (760 мм рт. ст.) и относительной влажности ав -0.

© Издательство стандартов, 1980

1

Вре расчетные формулы справедливы при следующих условиях¹:

d₀>l2,5;

50<D<760;

0,2<р<0,75;

Re_H<Re_D<10⁸, где Re„=400[0,165-fр(р—0,65))[D(7,73—1,7бХ X Ю ³Z))—58,2 J;

0,67<р<0,90;

0,102<Р<8,000;

245<Т<350,

при этом природный газ должен содержать азота и углекислого газа соответственно не более 16 и 4%, а также отвечать требованиям государственных стандартов.

Диафрагма, прямые участки измерительных труб и их взаимное расположение должны отвечать требованиям Правил 28—64.

1.2. Принцип действия измерительного комплекса основан на зависимости от объемного расхода газа при нормальных условиях Q_H и плотности газа при рабочих условиях (давлении Р и температуре Г) р , а также перепада давления Л Р, образующегося на диафрагме с диаметром цилиндрической части отверстия d₀ в результате частичного перехода потенциальной энергии потока в кинетическую:

<?_H=3,9986a-rf„²e/<_B^^

Рн

где a — коэффициент расхода диафрагмы;

е — поправочный множитель на расширение газа;

Кь — поправочный множитель на влажность газа; р_н— плотность газа при нормальных условиях.

Если плотность газа р при рабочих условиях (Р и Т\ определяют через его плотность 1 р„ J при нормальных условиях по формуле

Р=Рн рТТ1сГ-²⁸⁹3'2р..-77с7 ¹    (³)

то Q_H-215.08a- ф¹. V.    (4)

^г Рн¹¹ • Ac

где К_с — коэффициент сжимаемости газа.

1.2.1. Коэффициент расхода диафрагмы а характеризует зависимость перепада давления от относительного диаметра диафрагмы /3 ⁿd₀ ID, неравномерности распределения скоростей по сечению потока, обусловленной влиянием вязкости газа р. и трения

его о трубопровод и диафрагму; остроты входной кромки диафрагмы.

Коэффициент расхода диафрагмы рассчитывают по формуле

а~а_и/Ср/С_ш/С_п.    (5)

где а_я — исходный коэффициент расхода диафрагмы;

JCp, Kui* Кп— соответственно поправочные множители на число Рейнольдса, шероховатость внутренней поверхности прямых участков труб и притупление входной кромки диафрагмы.

Исходный коэффициент расхода диафрагмы

ttp-fAtt!— Atti-b-Ag, ^аи- 14-0.015/1    *

где о₀=0,59934-    +(0,365 +—

Л®, = 0,4( 1,6— -%*-)» • (0,07 + -!^- _р)*л, Да, =0 при р>0,07+-!^- ;

Да, = (0,009+ 2^)(0,5-р)>-',

Аа, = 0 при р>0,5; Да.=(⁴-^+з)(р-0,7)Ч Аа,=0 при р<0,7;

/1=0,83 •+ -^+р|Р(9-4,2р)-5].

Поправочный множитель на число Рейнольдса /C_p = 1+39,37P^jZ)-7^— , где число Рейнольдса

Re_D =0,3536    ,

где динамическая вязкость газа

[I=5,073 • 10-^б[ 1+р_н( 1,104—0,250р_к)] х [ 0,037 -f 7_n( 1—

-0.1038ГпШ14-- ^р« 1 30(Г_п-1)

где приведенные значения давления и температуры газа

Р __*«+#>6    .

^П~Р_К —р~- *

Г„- J-=gH’¹⁵+<

3

Р_С=0,6714Р_П;

Г_с=0,71892Г„;

Поскольку приведенные формулы сложны для ручного расчета коэффициента сжимаемости газа, целесообразно использовать таблицу, рассчитанную на ЭВМ. (см. пркл. 3).

1.2.6. Количество газа за отчетный период времени т₀=т,—т, определяют интегрированием зависимостей (2) и (4) с последующим суммированием результатов интегрирования расходов газа по всем п трубопроводам, по которым разветвлен контролируемый поток:

К_н= 2 fa,9986а,(20)

/=«1 1,    Рн

ИЛИ

у»= J, ]‘215,08а,^е,/С_а    (21)

Рекомендации по определению количества газа в различных конкретных случаях приведены в прил. 4.

Интегрирование расхода газа и суммирование его количества по всем трубопроводам обеспечивают измерительным комплексом путем преобразования независимых параметров уравнений (20) и (21) в удобную для обработки информацию.

1.3. Измерительный комплекс включает в себя следующие системы: разветвления, стабилизации и сужения потока газа; пораз-дельного измерения параметров потока, входящих в одно из уравнений (20) и (21) количества газа; полной и частичной автоматизации процесса решения уравнения количества газа.

Примерная функциональная схема измерительного комплекса пункта учета количества газа представлена на рисунке.

1.3.1.    Система разветвления, стабилизации и сужения потока газа состоит из коллекторов с коленами 1 для разветвления потока газа по нескольким трубопроводам; запорной арматуры 2 для отсечения трубопровода при снижении расхода газа, а также для профилактических работ по поверке измерительного комплекса; прямых участков измерительных трубопроводов 3 для обеспечения возможности выравнивания (стабилизации) профилей скоростей по сечению потока после гидравлических сопротивлений (коллекторов, колен, кранов, диафрагм и др.); минимальные длины которых в зависимости от типа гидравлических сопротивлений н относительного диаметра диафрагмы приведены в табл. 1; диафрагм 6 для сужения потока газа с велью обеспечения перепада давления, зависящего от расхода и плотности газа.

1.3.2.    Система пораздельного измерения параметров потока, входящих в одно из уравнений газа, состоит из приборов; манометра 12, дифференциального манометра 14, термометра 16 и влагомера 26 (наличие последнего необязательно, если влияние

6

Примечание. Обозначения 1.1; 1.3: 1.5; п. 1;    я. 3; л. 5; п 7; п. 8 указыкают на соединения между

С1Л0Ю на объекте трубопрояодами. а 1.2; Н; I 6; п 2. п. 4; л 6 соотнстствсшю электрическими кабелями.

Таблица t

Минимальные длины прямых участков измерительного трубопровода до ближайшего к диафрагме сопротивления Расположение-местных сопротивлений по отношению к диафрагме

р м перед Все местные сопротивления 910(1 таблицы Одно колено 90* или тройник Два или более колеи поа 90е Сужение Расширение от 0.60 до D на длине 0-20 Пол ностью откры тый иентиль Полностью открытая зелии ж ха Про чие сопро тивле ния а одной плоскости в различных плоскостях от 2D до 0 на длине 1.50-—30 внезап ное 1 2 Э 4 & С 7 В 9 10 11 0.20 4 10 14 34 5 16 18 12 0,25 4 10 14 34 5 1G 18 12 0,30 5 Ю 16 34 5 30 16 18 12 100 0,35 5 12 16 36 5 16 18 12 0,40 6 14 >8 36 5 16 20 12 0,45 6 14 18 38 5 17 20 12 0.50 6 14 20 40 6 30 18 22 12 100 0,55 6 16 22 44 8 20 24 И 0,60 7 18 26 48 9 22 26 14 0,65 7 22 32 54 11 25 28 16 1 АЛ 0,70 7 28 36 62 14 •Я/ 30 32 20 0,75 8 36 42 70 22 38 36 24 Примечание: М инима; ]ьные длины прямых участков измерительного

трубопровода между двумя ближайшими к диафрагме сопротивлениями, расположенными до нее (вверх по потоку), независимо от значения Р будут равны соответственно графам 3—II табл. 1: 14; 18;    31;    7; 15; 15; 16, 10; 50.

влажности газа на определение его количества менее 0,1%). Кроме того, в систему входят не показанные на рисунке комплекты приборов для определения плотности газа при нормальных условиях пикнометрическим способом, содержания в газе азота и углекислого газа, а также планиметры для обработки записей суточных диаграмм самопишущих приборов. Она предназначена для резервирования системы полной или частичной автоматизации процесса решения уравнения количества газа при ее неисправности или отключении электропитания.

1.3.3. Система полной или частичной автоматизации процесса решения уравнения количества газа состоит из измерительных преобразователей давления 13, перепада давления 15, температуры 17, предназначенных для преобразования контролируемых параметров в электрический сигнал; плотномера 20; вычислителей

8

1

Условные обозначения величин и единицы измерения, принятые в методике,, приведены в лрил. 1.