Читайте в N3-4(31-32)2008:

  • Автоматизация: когда это эффективно?
  • Эффективность АСКУЭ – снижение удельной энергоемкости промышленного предприятия
  • Регулирование скорости электро- приводов с асинхронными двигателями
  • Прохоровский А. И. Опыт внедре- ния узлов учета природного газа по индивидуальным требованиям заказчиков с использованием типовых функциональных модулей
  • Йенс Вилльманн. Устройства защиты от перенапряжений Plugtrab PT Phoenix Contact GmbH & Co. KG
  • Соловьев С. Особенности выполнения фундаментных заземлителей для различных типов зданий и сооружений
  • Обзор оборудования, используемого для построения и эксплуатации распределенных АСУ ТП безопасных и взрывоопасных объектов
  • Копырин В.С. Матрица как средство оценки энергетической безопасности предприятия
  • Головатая Е.В., Варченя В.Н., Заголдный И.А., Копырин В.С. Методические аспекты определения удельного электропотребления кузнечнопрессового производства продукции
  • Инженерная Академия
  • Новинки продуктового портфеля от Emotron (Швеция)
  • Приглашаем посетить семинар в рамках выставки ПТА-2008. Компания IPC2U
  • Компания ICP DAS выпустила новую версию DCON Utility 5.0.6
  •  

    Опыт внедрения узлов учета природного газа по индивидуальным требованиям заказчиков с использованием типовых функциональных модулей

    Прохоровский А. И., начальник производства ООО «ПКФ «Теплогаз-Центр»

    В связи с широким распространением использования природного газа в жилищно-коммунальном секторе и постоянным ростом его стоимости с каждым годом точность учета природного газа для коммерческих расчетов становится все более актуальной. Учет природного газа осуществляется с помощью узлов учета — комплекта средств измерений и устройств, обеспечивающих учет количества газа, приведенного к стандартным условиям (температура 20оС, давление 756 мм рт. ст.), а также контроль и регистрацию его параметров.

    По оценкам специалистов, потенциал энергосбережения составляет 40–50% современного энергопотребления в целом по стране, или 400–480 млн. т.у.т. (тонн условного топлива) в год: 30% приходится на топливно-энергетический комплекс; 30% – на энергоемкие отрасли промышленности и строительства; 25% – составляет сфера жилищно-коммунального хозяйства. Доля использования природного газа в топливно-энергетических балансах различных регионов РФ сильно колеблется, но традиционно находится на высоком уровне. В среднем по России она составляет – 52%, в Центральном Федеральном округе достигает – 81,1%, а в Белгородской области – 97,42%. В связи с этим огромное значение имеют вопросы, связанные с совершенствованием и приведением к мировым стандартам внутреннего рынка газа, а также с техническим переоснащением всего процесса газоснабжения в РФ, включая создание современной автоматизированной системы коммерческого учета газа (АСКУГ).

    К узлам учета газа (УУГ) традиционно предъявляются следующие требования:
    Автономность работы. Работа узла учета должна быть энергонезависимой и осуществляться от внутренних источников питания. При сбоях в энергоснабжении и отключении вторичного оборудования, подключенного к узлу учета, работа самого узла учета не должна продолжаться, а данные его работы и архивные значения сохраняться в памяти.
    Безопасность работы. УУГ должен поставляться во взрывобезопасном исполнении для возможности эксплуатации во взрывоопасных помещениях (ГРУ, ПГБ и др.) и обеспечивать возможность безопасного подключения к нему вторичного оборудования для сбора и передачи данных через специализированные блоки питания и искробезопасные цепи.
    Высокая точность и достоверность измерений. УУГ должен соответствовать требованиям по точности измерения правилам метрологии ПР 50.2.019–06 и МВИ (методики выполнения измерений). УУГ должен быть реализован на базе наиболее точных методов измерения, например, объемного (ротационные счетчики газа RVG или DELTA и мембранные — BK, SN, Metrix), скоростного (турбинные счетчики газа – TRZ, СГ16, СТГ, TZ) или ультразвукового в многолучевом исполнении. УУГ на основе других методов измерения – переменного перепада, теплового, скоростного (вихревые, струйные и ультразвуковые в однолучевом исполнении) менее подходят для коммерческих расчетов ввиду высокой погрешности измерения, малого диапазона измерения расхода и других факторов (см. «Комплексный подход к решению задачи коммерческого учета природного газа», Золотаревский С. А., к.т.н., генеральный директор ООО «НПФ «РАСКО», Гущин О. Г., к.т.н., технический управляющий ООО «ЭЛЬСТЕР Газэлектроника» – Энергоанализ и Эффективность, № 6(13), 2005).
    Возможность передачи информации о газопотреблении. УУГ должен обеспечивать передачу информации как по кабельным сетям по протоколу RS232 или RS485, так и по телефонной линии, передачу данных по GSM каналу, подключение вторичного дополнительного оборудования, в т. ч. принтеров, шкафов телеметрии и пр.

    Одними из наиболее удобных для монтажа, эксплуатации и дальнейшего сервисного обслуживания являются измерительные комплексы полной заводской готовности. Наиболее распространенными комплексами являются СГ-ЭК производства ООО «ЭЛЬСТЕР Газэлектроника», г. Арзамас, КИ-СТГ производства ООО ЭПО «Сигнал».

    Данные комплексы изготавливаются в виде единого прибора, готового к установке на трубопровод, имеющего первичную заводскую поверку и дополнительный паспорт на измерительный комплекс, как отдельное средство измерения.

    Особенностью конструкции указанных измерительных комплексов является крепление электронного корректора объема газа непосредственно на корпусе счетчика. Во всех указанных комплексах используются корректоры со встроенными датчиками давления и температуры. В связи с этим не требуется дополнительная поверка датчиков давления и температуры, как в других УУГ, например, с вычислителями СПГ, ВКГ-2, СТД и другими.

    Измерительные комплексы, состоящие из типовых модулей, можно разделить на 2 типа: с корректорами объема газа со встроенными датчиками давления и температуры или с вычислителями объема газа с отдельно монтируемыми датчиками давления и температуры.

    Типовой измерительный комплекс состоит из счетчика газа и электронного корректора объема газа или вычислителя. В качестве счетчика могут применяться ротационные счетчики газа (RVG, DELTA), турбинные (СГ16, TRZ, TZ, СТГ) и мембранные (ВК, SN, Metrix). Следует учитывать, что измерительные комплексы на базе ротационных или мембранных счетчиков не требуют наличия прямых участков трубопровода, а на базе турбинных счетчиков – требуют от 3 до 5 Ду до счетчика и до 3 Ду после счетчика в зависимости от марки счетчика. Так, например, при диаметре трубопровода 100 мм может быть необходим прямой участок трубопровода 0,5 м перед счетчиком, при Ду 200 мм – 1 м. Уменьшить длины прямых участков возможно путем установки перед счетчиком специальных струевыпрямителей. Измерительные комплексы на базе мембранных счетчиков рассчитаны только на низкое рабочее давление, как правило, не более 0,5–1 атм.

    УУГ на базе ротационных счетчиков могут иметь более широкий диапазон расхода газа (до 1:200) по сравнению с турбинными (до 1:30). Недостатком ротационных счетчиков является то, что они чувствительны к загрязнению газа и гидравлическим ударам. Эта особенность ротационных счетчиков требует установки перед ними фильтров тонкой очистки газа (например, ФГ-16, ФН, FG, GFK, GF и др.) и в случае наличия автоматики электромагнитных клапанов с медленным открытием (например, VK, VAS).

    Электронные корректоры выпускаются со встроенным в корпус или с выносным датчиком давления. В случае расположения датчика в корпусе корректора (например, ЕК-260, microElcor-2) необходимо обеспечить подвод рабочего давления из трубопровода или корпуса счетчика через импульсную трубку к корпусу корректора. При этом при выносном монтаже корректора необходимо обеспечить уклон импульсной трубки для отвода конденсата, что делает установку корректора на большом расстоянии от счетчика трудновыполнимым. Монтаж корректоров с выносным датчиком давления (SEVC-D CORUS) делает их установку менее трудоемкой, т. к. не требует монтажа импульсной трубки.
    При использовании вычислителей необходимо комплектовать их различными датчиками давления и температуры сторонних производителей. При этом датчики можно устанавливать в корпус счетчика при наличии специальных отверстий или рядом со счетчиком непосредственно в трубопровод. Использование вычислителей в составе УУГ позволяет снизить стоимость узла учета, но значительно увеличивает стоимость его монтажа и пуско-наладочных работ и дальнейшего сервисного обслуживания. При этом необходимо учитывать следующее.

    Во-первых, выход из строя УУГ на базе вычислителя может быть вызван неисправностью счетчика газа, вычислителя, датчика температуры или давления. После определения вышедшего из строя элемента необходимо его демонтировать и отправить в ремонт на завод-изготовитель или в его фирменный сервисный центр. УУГ на базе электронного корректора может выйти из строя только из-за поломки корректора или счетчика газа, в этом случае легче найти вышедший из строя элемент и произвести его ремонт или замену. В случае использования измерительного комплекса полной заводской готовности достаточно отправить целиком УУГ в ремонт, без демонтажа его отдельных элементов. При этом вероятность выхода из строя УУГ состоящего из большего количества комплектующих разных производителей, как показывает практика, существенно выше, чем УУГ полной заводской готовности.

    Во-вторых, при использовании вычислителей необходимо проводить отдельно очередную поверку счетчика газа, вычислителя, датчика давления и температуры. При использовании корректора необходимо проводить только поверку самого корректора и счетчика газа. Для большинства корректоров межповерочный интервал составляет в среднем 5 лет. Большинство датчиков давления и температуры имеют межповерочный интервал, как правило, не более 2 лет. В этом случае для УУГ на базе вычислителя объема газа придется останавливать работу УГГ и проводить очередную поверку датчиков давления и температуры ежегодно, даже если межповерочный интервал у самого вычислителя составляет 5 лет. При использовании электронного корректора объема газа или измерительного комплекса полной заводской готовности, как правило, необходимо будет проводить поверку один раз в 5 лет.

    В ряде случаев экономически обоснованным является использование в составе УУГ вычислителей, предназначенных для работы сразу с двумя счетчиками газа – СПГ-761, т. к. в настоящее время существует только один электронный корректор с такой возможностью — Elcor-2. Необходимость использования УУГ на базе сразу двух счетчиков газа объясняется необходимостью учета расхода газа в очень широком диапазоне из-за разности сезонного потребления газа зимой и летом. В этом случае монтируются два счетчика на двух трубопроводах. Летом используется один трубопровод, а зимой при большом расходе другой, как правило, с большим условным диаметром или сразу два трубопровода.

    Также необходимо отметить, что согласно Правилам ПР 50.2.019–06, обязательна установка на УУГ дифференциального манометра, измеряющего перепад давлений на счетчике газа. Причем данный прибор должен быть сертифицирован как средство измерения. Данное требование обосновано тем, что поставляемый природный газ поставляется загрязненным и с инородными включениями. При длительной работе счетчика газа и в зависимости от степени загрязнения газа инородные включения осаждаются на внутренних деталях счетчика газа – внутри корпуса, на турбине или роторах. У турбинных счетчиков при этом уменьшается внутренний диаметр счетчика на просвет. Все это приводит к снижению метрологических характеристик счетчика и, как правило, занижению счетчиком объема проходящего газа. Определить загрязнение счетчика можно только при сравнении показаний дифференциального манометра по сравнению с допустимым падением давления на счетчике, указанным в паспорте на изделие. При обнаружении загрязнения счетчика необходимо отправить его на промывку и последующую поверку. Специально для решения данной задачи разработаны и серийно выпускаются дифференциальные манометры ДСП-80-РАСКО с диапазонами измерения перепада давлений от 2,5 до 25 кПа. Данные дифманометры поставляются в комплекте с вентильным блоком, кронштейном, имеют компактный размер и малый вес, что делает их удобными в монтаже и последующей эксплуатации. Для уменьшения загрязнения счетчика газа необходимо использовать газовые фильтры: для турбинных счетчиков с чистотой фильтрации 50–80 мкм, для ротационных счетчиков – 5–50 мкм.

    Основные выводы:
    1. Наиболее удобными в плане монтажа и дальнейшей эксплуатации и сервисного обслуживания являются измерительные комплексы полной заводской готовности, такие, как, СГ-ЭК или КИ-СТГ.
    2. При монтаже УУГ из типовых модулей наиболее рациональным является использование корректоров объема газа со встроенными датчиками давления и температуры, например, ЕК-260, microElcor-2 и ротационных счетчиков объема газа, например, RVG или DELTA.
    3. При работе УУГ обязательно использование фильтра очистки газа и дифференциального манометра для контроля перепада давлений на счетчике, например, ДСП-80-РАСКО.