Сегодня отечественный рынок промышленных счетчиков газа перенасыщен предложением. Что является не только благом, но и создает определенные трудности. В этих условиях не существует, а, возможно, и не должно существовать единого мнения относительно того, какие средства измерений использовать предпочтительнее. В тоже время практическая работа по согласованию технических условий с представителями газовых служб, проектно-монтажных организаций и рядовыми потребителями свидетельствует о том, что основная проблема зачастую состоит не в разнообразии подходов и мнений, а в элементарном дефиците информации по вопросам применения и эксплуатации. Это обстоятельство и натолкнуло на мысль сделать серию публикаций, которые разъяснили бы наиболее часто возникающие неясности в подборе оборудования, дискуссионные вопросы нормативной базы и нарисовали бы общую рыночную ситуацию, сложившуюся с измерительным газовым оборудованием.
Первый материал разумно посвятить теоретическим вопросам, а также интересным моментам в истории развития счетчиков газа с начала XX века до настоящего времени.
Обычно мы часто подменяем два понятия для обозначения средств измерений: «счетчик» и «расходомер». В чем же разница между этими терминами? Для разъяснений обратимся к одному из классиков теоретической школы - Кремлевскому П.П. В его работе «Расходомеры и счетчики количества» поясняется, что «прибор, служащий для измерения расхода вещества, называется расходомером, а прибор для измерения количества вещества счетчиком количества или просто счетчиком…».
Другим краеугольным камнем теории счетчиков и расходомеров является понятие «нормального», или «приведенного» объема. Понимание его создает основу для правильного подбора оборудования в соответствии с техническими условиями. При измерениях количества вещества, в особенности газов, плотность которых сильно зависит от давления и температуры, применяют коррекцию на величину t и p соответственно. Принято результаты измерения приводить к одним и тем же стандартным, или так называемым нормальным условиям. Ранее такими условиями были температура 0° С и давление 760 мм рт. ст., теперь же в соответствии с ГОСТ 2939 — 63 температура 20° С и давление 101325 Па (760 мм рт. ст.). Это, несомненно, более целесообразно. Отсюда в обиходе употребляется термин — «нормальный кубический метр» и соответствующее обозначение «нм3». Что в прочем не соответствует ГОСТу, определяющему ставить индекс «п» (приведенный) или индекс «н» (нормальный) у буквы, обозначающей объем V или объемный расход Q.
Правила подбора любого счетчика, будь он производства «Сигнал», Actaris, Elster - абсолютно одинаковы и не зависят от производителя. В технических условиях на узел учета, как правило, обозначают приведенные максимальный и минимальный расходы газа, а также пределы изменения давления, температурный диапазон измеряемой среды и эксплуатации. Как же грамотно подобрать счетчик? Можно воспользоваться таблицами пропускной способности либо программами автоматического подбора. Но если из нет под рукой, то необходимо определить рабочий расход при стандартном давлении Р=101323 Па=0.1 МПа, поскольку данный принцип заложен в основу классификации счетчиков газа. Для этого, принимая температуру газа за константу, необходимо приведенный расход разделить на абсолютное давление газа в трубопроводе в единицах кгс/см2:
Qраб=Qприв./Pабс (1).
Приведем пример (1):
- максимальный приведенный расход газа составляет 800 м/час,
- минимальный приведенный расход газа - 40 м/час,
- давление газа в трубопроводе - 0,2 МПа.
Во-первых, определим абсолютное давление газа в трубопроводе по формуле:
Рабс=Ризб+Ратм (2),
где Ризб - избыточное давление газа, Ратм - атмосферное давление.
В нашем примере Ризб=0,2 МПа, поскольку в технических условиях давление газа всегда дается в избыточных единицах, а Ратм=101325 Па=0,1МПа. Отсюда:
Рабс=0,2+0,1=0.3 (4).
Кроме того, для простоты вычислений переведем МПа в кг*с/см: 1МПа=10кг*с/см.
Определяем поочередно максимальное и минимальное значения рабочего расхода:
Qмаксраб=800/3=267 (5),
Qминраб=40/3=13 (6).
Получив значения, несколько отложим вычисления и поговорим о классификации счетчиков.
Отечественный ГОСТ 28724-90 предусматривает следующие принципы классификации:
Х-ХХ-ХХХ,
где Х - название прибора, ХХ- условный проход счетчика, ХХХ- максимальный рабочий расход.
Приведем пример (2):
СТГ 80-160 (СТГ - название счетчика производства ЭПО "Сигнал", 80 - условный проход счетчика в мм, 160 - максимальный рабочий расход).
Европейская система классификации отличается от российской. Согласно нормам стандартов СЭВ классифицировать счетчики принято по номинальному (60% от максимального) расходу, обозначаемому литерой G, строго соблюдая стандартный размерный ряд единый для максимального и номинального расхода (...65, 100, 160, 250, 400, 650, 1000, 1600....). Приведем пример:
TZ/Fluxi DN 80 G 100 (TZ/Fluxi - название счетчика производства Actaris, GMBH, DN 80 - условный проход счетчика в мм, G 100 - номинальный расход).
Справочно, максимальный расход для данного счетчика составляет 160 м/час, то есть это счетчики с сопоставимыми параметрами расхода. Указанная разница стандартов и обозначений нередко создает путаницу при замене производителя прибора в проекте. Хотя при обозначении бытовых мембранных счетчиков уже давно перешли на европейскую систему классификации.
Кроме того, существует стандартный размерный ряд условных проходов промышленных счетчиков газа: ...25, 40, 50, 80, 100, 150... Отечественные производители приборов учета предпочитают в основном придерживаться его, за исключением, пожалуй, Ивано-Франковского завода "ПромПрилад", Украина, имеющего в своей линейке счетчики с условным проходом 125 мм и расходами 800 м/час.
Вернемся к результатам вычислений в первом примере. Максимальный рабочий расход 267 м/час попадает в интервал между 250 и 400 м/час. Счетчик подбирается по наибольшему из значений выбранного интервала.
Таким образом, нам уже известно, что нам необходим счетчик с максимальным расходом 400 м/час.
Получаем:
Х-ХХ-400 (для российского счетчика),
Х-ХХ-G 250 (для импортного прибора).
ледующим шагом определяем условный проход счетчика. Эта позиция нередко уже обозначена в технических условиях как рекомендуемый диаметр газопровода. Допустим 80 или100 мм. Использовать счетчик меньшего условного прохода, безусловно, предпочтительнее, поскольку и стоимость самого прибора и всех монтажных работ существенно снижается. Однако, не всегда в подобных ситуациях есть выбор. Но обратим внимание на линейку счетчиков "Сигнал", где такой выбор есть. В частности, есть счетчик СТГ 80-400 и СТГ 100-400. Данное техническое решение принято называть "больший расход на меньшем условном проходе", в указанном случае разработка принадлежит Actaris, GMBH. Отсюда:
Х-80 (100) -400.
Окончательный выбор счетчика связан с понятием динамического диапазона измерения. Речь идет о соотношении максимального и минимального рабочего расхода. Нам осталось определить попадает ли минимальный рабочий расход, вычисленный на основании данных технических условий, в интервал измерений конкретного прибора. Как правило, производитель приводит эти данные в руководстве по эксплуатации на оборудование. Например, минимальная граница рабочего расхода для счетчика СТГ 80-400 составляет 13 м/час, что не более полученного нами значения Qмин.раб=13, а диапазон измеряемых расходов счетчика составляет 1: 30.
Теперь несколько усложним задачу, добавив сезонные колебания давления газа. Примем, что в зимний период давление газа падает до 50 КПа или 0,05 МПа. В подобных ситуациях нужно определять значения рабочего расхода для каждого значения давления, а потом брать наименьшее из значений Q мин.раб и наибольшее из Q макс.раб. Либо сразу вычислять значения для наиболее "жестких" условий эксплуатации, то сеть делить максимальный расход на минимальное давление и наоборот. Для примера 1 получим:
Qмаксраб=800/1,5=533 (7),
Qминраб=40/3=13 (8),
по максимальному расходу выбранный счетчик уже не подойдет. А поскольку полученное значение Qмаксраб=533 попадает в интервал ...400...650..м/час, то необходим счетчик с максимальным рабочим расходом 650 м/час (для импортного - обозначение G 400). Безусловно, сезонные колебания давления газа негативно сказываются на метрологической точности измерений и стоимости коммерческого узла учета, поскольку требуются средства измерений с расширенным диапазоном измеряемых расходов применительно к счетчикам газа и измеряемых давлений применительно к корректорам по давлению и по температуре. Как правило, в летний период потребление газа существенно падает в связи с отсутствием нужды в отоплении, а зимой потребление, напротив, возрастает, а давление газа соответственно падает. В ряде случаев, если не позволяет диапазон счетчика, приходится ставить два счетчика газа на один узел учета. Например, мембранный счетчик на лето и турбинный счетчик на зиму. К сожалению, производители не могут себе позволить изготовить счетчик, охватывающий любой диапазон. Существующие технологии таковы, что стандартом для мембранных счетчиков газа является диапазон 1: 160, для большинства ротационных характерно 1:30, 1:50, 1:100, для турбинных счетчиков - 1:30, для вихревых - 1:50,1:100, для ультразвуковых - 1: 30, 1:50, 1:100. В общем случае определиться с типом оборудования возможно, определив диапазон рабочих расходов на основании технических условий. Вернемся к примеру 1, диапазон составляет 1:20. Поэтому с большой долей вероятности подойдет турбинный счетчик, более дешевый и менее капризный в эксплуатации. Если же диапазон расходов выше 1:30, Вам следует остановиться на ротационном, вихревом либо ультразвуковом счетчике газа. Следует, однако, иметь в виду общую закономерность, что тем шире диапазон и соответственно точнее механика ротационного счетчика, точнее пьезоэлектрические датчики вихревых приборов, тем лучше должна быть газоподготовка, специально подобранная запорная арматура, "мягкий" пуск газа, повышенные требования к эксплуатирующему персоналу и пр.
Существует прямая зависимость между степенью загрязнения измеряемой среды и точностью ее измерения. Разрыв между желаемой и действительной ситуацией с газоподготовкой в регионах создает еще одно обязательное требование к приборам учета газа – неприхотливость в процессе эксплуатации.
Наличие взвешенных частиц в потоке газа, безусловно, накладывает искажения при измерении расхода газа, какие бы типы средств измерений при этом не применялись. Поскольку любое средство измерения содержит чувствительный элемент либо тело, вступающее в контакт с газовой средой. Но влияние это проявляется по-разному.
Со временем подшипники у ротационных и турбинных счетчиков загрязняются, и увеличивается погрешность измерения. Данное влияние косвенное, и поддается контролю путем измерения величины потери давления на приборе. Загрязнение устраняется промывкой. Для ротационных счетчиков наличие в газе взвешенных частиц может дополнительно привести к полному выходу из строя вследствие заклинивания роторов. Требуется немедленная замена прибора либо осуществление подачи газа по байпасной линии. Ремонт дорог и длителен. Производится преимущественно в заводских условиях ввиду необходимости взаимной подгонки роторов.
В итоге из данной группы самыми неприхотливыми оказываются турбинные счетчики газа производства Actaris, Германия и ЭПО «Сигнал», г. Энгельс. Счетчики TZ/Fluxi и СТГ требуют, чтобы размер взвешенных частиц в потоке газа был не более 200 мкм. Этот параметр является дополнительным фактором надежности узла учета. Для сравнения аналогичные счетчики иных производителей работоспособны лишь при показателе 80 – 100 мкм.
В части эксплуатационной надежности вихревые и ультразвуковые счетчики еще менее чувствительны к загрязнениям. Потому, что они не имеют в своем составе трущихся и вращающихся элементов, подверженных засорениям. Но это фактор косвенного влияния на метрологию измерений. Намного хуже то, что взвешенные частицы прямо влияют на точность измерения расхода газа в приборах данных типов. Взвесь искажает дорожку Кармана в вихревых счетчиках и изменяет скорость прохождения сигнала в ультразвуковых. Известны неоднократные случаи «самохода» либо остановки счета при возникновении резонанса. В конечном итоге могут быть значительные расхождения между фактическим и измеренным объемом прошедшего газа. Производители борются с искажениями потока преимущественно математическими методами, то есть косвенным путем. Эффективных методов и приборов контроля пока не разработано.
Чемпионом по устойчивости к загрязнениям являются мембранные счетчики газа. Надо отдать должное этой конструкции, поскольку взвесь не влияет на точность измерения. Мембранное полотно со временем изнашивается, но происходит это значительно медленнее. Однако, уже в коммунально-бытовом диапазоне мембранные счетчики в разы превышают прочие счетчики по габаритным размерам и имеют жесткое ограничение по рабочему давлению, как правило, не более 0,05-0,1 МПа.
Для удаления взвеси из потока газа применяют фильтра, установка которых в непосредственной близости перед счетчиком является сегодня обязательным требованием. Но следует отметить, что фильтр помогает бороться с проблемой, но не позволяет забыть о ней навсегда. Проблема газоочистки не может решиться установкой фильтров лишь на отдельных участках газопровода. Это проблема, требующая комплексного решения. При выборе фильтра необходимо установить соответствие требованиям, заявленным производителями приборов учета. Степень фильтрации должна быть на порядок выше. С учетом настоящих требований – это 5-10 мкм.
В процессе работы фильтр загрязняется, соответственно падает его пропускная способность. Большинство российских регионов пришли к необходимости замера степени загрязнения фильтров и чувствительных элементов счетчиков путем применения стрелочных дифманометров (ДМД «РАСКО», «СтарорусПрибор») либо цифровых датчиков перепада давления (Метран 100, «Метран», АИР, ЗАО «Элемер», Wika, Германия), что приводит к существенному удорожанию стоимости узла учета газа.
Остановимся подробнее на измерении потери давления на турбинных и ротационных счетчиках. Потеря давления на счетчике имеет прямую зависимость от расхода, и большинство производителей приводят данные графики в своей эксплуатационной документации. Правила ПР 50.2.019 - 2005 регламентируют, что при превышении потери давления на счетчике на 50% от максимально допустимой величины, установленной производителем, обязательны профилактические работы по очистке от загрязнений. Прведем пример, заводом-изготовителем «Сигнал» для счетчика СТГ 150-650 установлена максимально допустимая потеря давления в 750 Па. Соответственно, при увеличении потери давления в процессе эксплуатации счетчика до 1125 Па, счетчик необходимо демонтировать и отправить в специализированную мастерскую для профилактики и последующей поверки.
Кроме того, учитывать величину потери давления необходимо при проведении проектных расчетов в случае вынужденной установки счетчика по «низкой» стороне, то есть после регулятора давления газа. Допустим, что давление газа в трубопроводе 3500 Па. Газ подается в котельную, где для штатной эксплуатации котла необходимо давление газа не менее 1500 Па. Расход газа составляет 60 м³/час. Внутренний диаметр газопровода 51 мм. Нам необходимо определить: будет ли обеспечена бесперебойная подача газа потребителю в случае установки счетчика СТГ 50-100.
В соответствие с графиком, приведенным в эксплуатационной документации, при расходе 60 м³/час потеря давления составит 1000 Па. Расчеты производим согласно формуле:
Рпотр.=Ртр.-∆ Рсч., (1), где
Рпотр.- давление газа, поступающее к потребителю,
Ртр - давление газа в трубопроводе,
∆ Рсч.- потеря давления на счетчике.
Отсюда получаем, что:
Рпотр.= 3500-1000;
Рпотр.=2500 > 1500 (2).
Случаются ситуации когда, давление газа в трубопроводе настолько мало (1500 – 2000 Па), что необходимо убедиться будет ли кинетической энергии потока достаточно для работы счетчика. В подобной ситуации говорят о минимально допустимом давлении, или о точке «страгивания». Величина данного параметра свидетельствует о применимости счетчика для работы на «низком» давлении, то есть в области малых чисел Рейнольдса. Оптимальным считается значение 1000-1200 Па. Наиболее массовые модели счетчиков: TZ/Fluxi, СТГ ,TRZ, Delta, RVG и др. – удовлетворяют данному требованию. Для того, чтобы облегчить расчеты потери давления для более сложных условий, приведем необходимые формулы и пример вычислений.
Формула:
где:
| p | : Потеря давления в реальных условиях |
| ∆pr | : Потеря давления при стандартных условиях |
| ∆n | : Плотность газа (кг/м3) при 0°C и барометрическом давлении 1013 мбар |
| Pb | : Рабочее давление (кгс/см2) |
| q | : Расход газа (м3/час) |
| Qmax | : Максимальный расход газа для данного счетчика (м3/час) |
| Tb | : Температура газа (°C) |
Пример:
Вычисления потери давления для счетчика СТГ 100-650 (TZ DN100 G400) для газа метан при давлении 10 кгс/см2, температуре 15°C и расходе 450м3/час.
| ∆pr | : 11,8 мбар | ∆p = 52 мбар |
| ∆n | : 0,72 кг/м2 | |
| Pb | : 10 кгс/см2 | |
| q | : 450 м3/час | |
| Qmax | : 650 м3/час | |
| Tb | : 15°C |
Уделим некоторое внимание рассмотрению влияния пульсаций потока газа, имеющему самое прямое отношение к точности результатов измерений. Когда течение потока не нарушается влиянием местных сопротивлений: изгибы и сужения (расширения) трубопроводов, регулирующая и запорная арматура и тд, - то можно говорить о ламинарном потоке. То есть скорость истечения потока газа примерно одинакова в любой точке сечения трубопровода. Любые местные сопротивления вплоть до сварного шва самого трубопровода изменяют эпюру скоростей, образуют так называемые зоны «нечувствительности» либо завихрения потока газа, тем самым, создавая дополнительную погрешность в измерениях.
Метрология счетчиков прямых методов измерения или как еще говорят камерного типа (мембранные, ротационные, барабанные) не нуждается в стабилизации потока, что является их преимуществом. Однако стабильный поток без резких перепадов давления жизненно важен для «тонкой» механики ротационного счетчика, ротора которых имеет свойство заклинивать и гнуться. В этой связи особенное внимание требуется уделять плавному пуску газа с применением байпасной линии, а еще лучше применять дисковую запорную арматуру.
Для счетчиков косвенных методов измерения в целях стабилизации потока используются удлиненные прямые участки трубопровода либо специальные выпрямляющие поток устройства (струевыпрямители и стабилизаторы потока газа), предъявляются повышенные требования к используемым трубопроводам и тд. Чем сильнее зависимость от ламинарности потока, тем длиннее прямые участки. Естественно чем короче длины, тем меньше затраты и габариты при монтаже узла. Предпочтительнее в этой ситуации турбинные счетчики. При чем существуют модели с обновленным конструктивным решением и модели, выполненные в соответствие с отечественным ГОСТ 28724 – 90. Первые (СТГ «Сигнал», TZ/Fluxi) имеют сокращенные длины: 2 Ду до счетчика и 0 Ду после счетчика, вторые (СГ-16, СГ - 16МТ) - 5 Ду и 3 Ду соответственно.
Самыми «неудобными» с данной точки зрения являются счетчики вихревого и ультразвукового типа. Для них, как и для сужающих устройств, необходимы значительные длины прямых участков, как правило: 20 Ду до счетчика и 10Ду после, (минимально 7 и 3 Ду соответственно) что делает экономически нецелесообразным их применение в транспортабельном шкафном либо котельном оборудовании (ГРПШ, ШУУРГ, БУУРГ, ТКУ). Поэтому, если речь идет о реконструкции узла учета и замене физически устаревших счетчиков ротационного типа, то без глобальной реконструкции можно обойтись, лишь применяя их аналоги либо турбинные с сокращенными длинами прямых участков, например СТГ «Сигнал». Следует учитывать, что тахометрические счетчики обладают некоторой инерцией отчего страдает их метрология на объектах с прерывистым газопотреблением.
При проектировании узла учета обязательно возникает вопрос об исполнении счетчика относительно направления потока газа. Исполнение может быть правым или левым. Это нехитрое требование зачастую превращается в проблему, когда комплектующая организация ошибается при заказе с вариантом исполнения счетчика. Однако, есть модели счетчиков (СТГ «Сигнал» и другие), где не акцентируется внимание на исполнении, поскольку измерительная головка счетчика свободно вращается на 350°. В этом случае потребитель самостоятельно устанавливает счетный механизм в удобное для него положение.
В проекте на узел учета может быть выбрано вертикальное направление потока газа. Как поступить в этом случае? Можно применить счетчики ротационного и турбинного типа. При этом более удобны счетчики без масляного насоса на герметизированных подшипниках (например, СТГ «Сигнал», TZ/Fluxi Актарис), поскольку не требуется предварительный слив масла и демонтаж масляного насоса. Вертикальный монтаж счетчиков иных принципов действия, как правило, неудобен вследствие протяженных длин прямых участков.
Все вышесказанное позволяет утверждать, что нет плохих либо хороших счетчиков: у каждого прибора есть своя рыночная ниша, а, кроме того, у производителей - нормальные амбиции к завоеванию рынка.
Версия для печати: podbor-prom-sch.doc (файл MS Word, 229 Кб).
