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差压式孔板流量计用于天然气流量测量的误差来源和解决方法


差压式孔板流量计用于天然气流量测量的误差来源和解决方法,我国天然气流量计量目前仍以差压式孔板流量计为主,仅长庆气田目前就有近300套,由于孔板流量计的误差影响因素较多,往往造成计量不确定度增大,笔者通过在长庆气田近几年的使用与研究,在孔板流量计的误差研究方面积累了一些使用经验,提出了相应的对策予以改善或消除,以期对同行有所裨益。

                      

       一、误差来源分析
      天然气流量测量中的不确定度主要来源于以下3个方面:①流量计算方程中描述流体流动状态的真实性不确定度因素;②被测介质实际物理性质(物性因素)的不确定度因素;③测量中重要设备的不确定度因素。
      针对以上3方面因素做具体分析如下。
      1.流量计算方程中描述流体流动状态的真实性的不确定度因素
      (1)流出系数C
       计算公式为:
      (1)流出系数C是在上游直管段充分长的实验条件下,并且孔板节流装置在满足规定的技术指标下进行校准标定的,才具有计量特性。
      当气流流束在孔板前1D处完全充满管道,且为紊流状态时,流出系数C的百分误差为:
      当β≤0.6时,为±0.6%
      当0.75≥β>0.6时,为±β%
      设有一套法兰取压的孔板测量装置,D=50mm,设计β=0.5刻度流量时的ReD0=1X106,设ReD1=2X104、ReD2=5X104、ReD3=1X105、ReD4=1X107、ReD5=1X108、ReD6=1X104,经过查表或计算得出C0=0.6034;C1~C6见表1,δ=(C1-C0)/C0。
      (2)由上例可以看出:当速度剖面较充分发展的速度剖面尖时(雷诺数小),流出系数会变大,当速度剖面较充分发展的速度剖面平时(雷诺数大),流出系数会变小。流出系数C随着流量的增大而减小,实际流量越小于刻度流量,则流出系数C引起的流量误差会越大。
      (3)孔板流量计的流出系数C不是一个固定值,它随雷诺数的变化而变化,但是当雷诺数增大到某一数值时,变化量减小。对于法兰取压,雷诺数应该在106以上,对于角接取压,雷诺数应在2X105以上。
       流量测量不确定度中和流出系数有关的相关项为孔板开孔直径。大小为,测量管直径,大小为流量计信息网内容图片,β值允许0.75≥β≥0.2。据公式计算出C的变化范围为:±0.0197%~±0.1791%。
      2.孔板粗糙度、锐利度、平整度的影响
      SY/T6143-1996对孔板的直角入口做了严格的技术规定,即:无卷口、无毛边、无目测可见的异常现象,并且是尖锐的直角,若边缘形成圆弧,其圆弧半径rk≤0.0004d,孔板开孔内圆柱面与孔板上游端面垂直,误差小于±1°,粗糙度高度参数Ra≤0.0004d,且不影响尖锐度测试。
      对于孔板性能对流量的影响,笔者做过相应的对比试验:分别取DN100mm的标准孔板,编号为GKF75761,经检测其rk为0.05mm(允许值小于等于0.04mm),GKF78790其粗糙度高度参数为Ru为45μm(允许值小于等于40μm)。编号为GKF75007的各项指标均符合要求的孔板进行一相对稳定的气流测量,测试中将不符合规格孔板放在气井单量装置,标准孔板放入气井外输装置,忽略装置之间的差异,某单井一天天然气流量测试结果见表2。实验表明,忽略气流的微小波动,对于rk超差的不合格孔板其计量误差范围为-2.81%~3.14%,Ra超差的不合格孔板计量误差为-2.58%~2.72%,若rk、Ra超差严重则气量偏差更大,甚至可达到10%。
       3.被测介质实际物理性质的不确定度因素
      (1)标准中要求流经天然气的流体为气流必须是单相的牛顿流体。若气体含有质量分数不超过2%的固体或液体微粒,且呈均匀分散状态,也可被认为是单相的牛顿流体。
      在实际使用中,从井口到计量管线的过程中,天然气通常携带一定量的水、脱水剂和凝结液。这些液体来自分离效果差的分离器和负荷大的脱水单元,当流动温度和压力变化时,气体中的重烃组分也会凝析出来。
      美国雪佛龙公司和科罗拉多工程实验站分别对此进行了研究,实验为将经过标准涡轮流量计计量的天然气在通过注水管注水后用孔板流量计进行计量。其结论为:①用孔板流量计测量气体流量,当气体中夹带少量液体时,流量测量不确定度偏高,测量的湿气流量随β的增加而减少,在β比为0.7时,测得的流量偏差为-1.7%;①当夹带少量液体时,在β比为0.5时表明孔板性能较好,但是应将夹带液体在孔板上游脱出,以获得最佳的计量性能;③用旧的孔板流量计测量湿气,流量计量值将降低3%。
      这项研究结果说明,天然气在进入计量装置以前,如果要获得非常好的计量性能,应完全脱除天然气中所含的水分,对于日处理气量近百万立方米的集气站,这一点非常重要。
      (2)可膨胀系数(ε)  
      式中:k表示等熵指数。
      可膨胀系数的百分误差为:(±4△p/p1)%。由于误差系数的影响,如被测系统压力低到4△p/p1;可以和β比较,被测系统压力将直接影响到测试准确度。当被测系统压力为高压系统时,可以忽略该项误差。目前在天然气计量中差压一般在500~50000Pa范围内,静压在1~10MPa范围内。因此ε的误差最小为±0.0002%,最大为±0.2%(甚至会更大)。
      (3)天然气相对密度的影响
      密度参数是天然气测量中极为重要的物性参数,密度测量的不确定度对整个测量系统的不确定度有着很大影响,目前国内普遍采用测量气流压力、气流温度和定时取样得到气流全组分,由于压力温度的波动,天然气的相对密度并不是一个固定值。密度不确定度估算公式为:
      根据计量条件估算密度带来的不确定度:当仪表精度较低且运行在下限时,不确定度为±1.818%;反之不确定度则在±0.793%,由此可见密度在流量测量中至关重要。所以为了准确进行天然气计量,选用在线气相色谱仪进行组分在线分析是十分必要的。长庆气田在向北京、陕西、宁夏以及西气东输供气的外贸计量装置上均采用了在线色谱,平均5min采样分析一次,能够及时检测到组分的变化情况,提高了计量精度。
      4.测量中重要设备的不确定度因素
      该项不确定度因素主要体现在孔板β比选择方面、还包括二次仪表的不确定度:
      (1)β比选择
      根据SY/T6143-1996中的体积流量不确定度公式为:
      据式(4)可以计算出直径比β与流量不确 的关系如表3所示。 
      由表3可以看出,当其他参数不变的情况下,直径比β的变化对测量不确定度的影响是很大的,现场应用中,操作人员常根据气量的变化来更换不同内径的孔板来满足使用要求,此时,直径比成了影响准确度的主要可变因素。β与流量测量综合不确定度的关系如图1所示。结论为:不确定度基本随着β增减而增减,当β小于0.6时,不确定度的变化很小。基本为一条直线;随着β的增大,不确定度迅速增大,当β=0.75时,不确定度达到最大。
     (2)二次仪表的不确定度
      由于目前天然气计量大多采用计算机智能化数据采集、数据处理A/D转换准确度高,量化误差的影响可以忽略,差压、压力、温度的测量由于大量高精度智能化变送器的应用使二次仪表对整个流量系统的误差成为了非主要影响因素。
      1)压力仪表测量误差:主要由压力测量仪表的精确度引起(仪表准确度受温度变化影响)。采用3051T型变送器在5.0MPa工作,温度变化在30℃左右。
      温度影响:±0.15%;
      最终精确度为:ζ=±0.225%(仪表校验误差为±0.075%)。
      2)差压仪表测量误差:主要由仪表精确度、仪表安装位置、导压管引起。采用3051CD型变送器在5.0MPa工作,温度变化在30℃左右。
      温度影响:±0.075%;
      静压力影响:±0.15%;
      安装位置可通过零点调整予以消除。
      其最终精确度为:ζ=±0.30%(仪表校验误差为  0.075%);
      导压管引起误差为:±0.2%;
      总体差压误差为:±0.36%。
      3)温度仪表测量误差:主要由仪表精确度和安装位置正确性影响。
      温度仪表精确度为:ζ=±0.5%。
      安装位置的影响在标准规定范围内忽略不计。
      (3)计量条件下天然气流量测量的不确定度
      假定流量测量装置为理想状态,已知条件:天然气外输测量管D20=205mm;d20=103.76mm;p=4.50MPa;△Pmax=54kPa;温度计上限为50℃,准确度为0.2级,压力、差压变送器准确度为0.1级。据式(4)则有不确定度为:     
              =±0.63%(最大流量时 Δpmax=54kPa);     
              =±1.04%(最小流量时    ΔPmax=9kPa);
              =±0.65%(常用流量时    Δpmax=30kPa)。
      二、控制误差提高计量准确度的方法
      因为天然气流量测量计算的不确定度是在其他影响因素都不存在附加误差的情况下计算得到的,但是使用中由于各种原因会带来一定的附加误差,这是需要消除的。根据实际应用情况,提出以下控制方法及建议。
      1.孔板节流装置必须符合标准
      孔板节流装置在使用前的安装中应按照标准安装设计,根据孔板前阻力件形式配接足够长度的直管段,一般应至少前30D,长庆气田在开发初期部分集气站因为设计原因流量计直管段长度为前10D后5D,造成天然气计量输差达到±5%~±8%,分析原因后经过技术改造,计量管段改为前30D后10D。使计量输差降低到±1.5%。
      2.气流中存在脉动流的改善措施
      天然气从地层中采集后经节流、分离、净化后一般能达到均匀单相的牛顿流体,在天然气计量中由于各种原因使天然气脉动,可以采取以下措施减小脉动流的影响。
      (1)在满足计量能力的条件下,应选择内径较小的测量管,使△P、β在比较高的雷诺数下运行。
      (2)采用短引压管线,尽量减少引压管线系统中的阻力件,并使上下游管线长度相等,以减少系统中产生谐振和压力脉动振幅的增加。
      (3)从管线中除去游离液体,管线中的积液引起的脉动可以采用自动清管系统或低处安装分液器来处理。
      为使天然气具有最佳的计量性能,应将天然气中的水分彻底脱出。
      3.加强计量管理、建立健全各项规章制度
       严格贯彻执行SY/T6143-1996标准,确保装置完全符合标准的技术要求。建立健全各项规章制度,如定期维护制度、周期送检制度,加强对天然气生产情况的监测,及时消除误差。
       在孔板流量计日常使用过程中,要确保准确的计量,还应至少每月一次清洗检测孔板、检查仪表零点、仪表D/A从转换通道、核对流量计算程序,对有坑蚀及划痕的孔板应及时更换。长庆气田根据气质的净化程度,规定集气站每月清洗检查一次孔板,贸易交接计量孔板每半月和用户一起检查清洗一次,同时还配备孔板综合测试仪定期对孔板进行几何尺寸检定,使集气站单井计量输差能有效控制在±1.5%以内,贸易计量输差在±1.0%以内。
       4.量值溯源是确保天然气计量准确度的有效措施
      (1)当孔板节流装置的一次装置设计、制造、安装、检验使用完全符合SY/T6143-1996标准中1~7章的全部技术要求时,即可达到几何和流体力学相似,在此基础上可以执行单参数溯源,节流装置部分用长度标准进行几何尺寸干检,压力、温度、时间或气样分析用各自的标准器具或标准样气进行检验,并将标准器与国家基准建立溯源链。
      (2)对用于贸易计量的孔板流量计量装置,建议流量计投入使用前或使用一段时间后,进行实流检定或校准,以保证一次仪表的准确度。
      (3)天然气组成分析应采用GB/T13610规定的方法进行,标准气体应选择经国家质量技术监督局考核合格的、有合格证并标有不确定度的标准气体,标气准确度应不低于二级标准气体(2.0%)。在条件许可的条件下,应开展天然气在线组成分析和物性参数的在线测定。
      三、结束语
      客观地讲,在采用孔板流量计测量天然气流量时,如果对孔板流量计的一次装置(孔板节流装置)和二次仪表(差压、静压、温度、天然气物性参数计量器具等)配套仪表的选择、设计、安装、使用都严格按照有关标准进行,并在受控状态下使用时,其流量测量准确度是可以控制在±1%~±1.5%范围内的。
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