气体超声流量计在天然气流量计量中的应用分析

王存伟

(中国石化股份有限公司中原油田分公司 天然气产销厂，河南 濮阳 457162)



气体超声流量计在天然气流量计量中的应用分析

王存伟

(中国石化股份有限公司中原油田分公司 天然气产销厂，河南 濮阳 457162)

摘要：根据GB/T 18604—2014《用气体超声流量计测量天然气流量》，介绍了超声波流量计在天然气流量计量中的应用，阐述了时差法超声波流量计的测量原理，分析了现场安装技术条件，从软件和硬件方面介绍了超声波流量计测量天然气流量系统构成；通过数据比对的方法对超声波流量计的计量效果进行验证。结果证明其准确性及可靠性高，便于对贸易交接气量进行监督检查，以此提高计量精细化管理水平。

关键词：超声波流量计储气库天然气流量测量

中原油田天然气产销厂承担着“文96”储气库的运行管理工作并接收榆济管线外部来气，使用超声波流量计计量储气库注采气量和榆济管道外部来气气量。随着天然气长输管道的建立和集输站场输气量的提高，超声波流量计的应用越来越广泛，为更好地在天然气计量工作中使用超声波流量计，根据2014年国家颁布的最新标准GB/T 18604—2014《用气体超声流量计测量天然气流量》[1]，以柳屯增压站榆济采气为例进行研究，开展关于超声波流量计安装条件、流量计量、维护保养等研究活动。

1研究内容

1.1测量原理

图1　单声道超声波工作原理示意注： L——直线传播距离；x——垂直传播距离；D——管径。

目前使用的超声波流量计主要基于时差法测量原理，是通过测量高频声脉冲传播时间得出气体流量的速度式流量计。传播时间通过在管道外或管道内成对的换能器之间传送和接收到的声脉冲进行测量。声脉冲沿斜线方向传播，如图1所示，顺流传送的声脉冲被气流加速，而逆流传送的声脉冲则会被减速。其传播时间差与气体的轴向平均流速有关，从而使用数值计算技术计算出在工作条件下通过气体超声流量计的气体轴向平均流速和流量。只有1个声道的流量计称为单声道气体超声流量计，有2个或2个以上声道的流量计称为多声道气体超声流量计。超声换能器与气体直接接触时，称为插入式超声流量计；超声换能器不与气体直接接触时，称为外夹式超声流量计。

声脉冲的传播时间可通过下式计算：

(1)

(2)

式中：t1——反向传输时间，s；t2——正向传输时间，s；v——天然气流体速度，m/s；c——声速，m/s；L——直线传播距离，m；x——垂直传播距离，m。

由式(1)和式(2)得出：

(3)

(4)

天然气的工况瞬时体积流量qVf可通过下式计算：

qVf=v S

(5)

S=π(D/2)2

(6)

式中：qVf——工况条件下天然气的瞬时体积流量，m3/h；S——管道的横截面积，m2；D——管径，m。

1.2流量测量

标况条件下瞬时体积流量qVn按照下式进行计算：

(7)

式中：qVn——标准参比条件下的瞬时体积流量，m3/h；qVf——工作条件下的瞬时体积流量，m3/h)；pn——标准参比条件下的绝对压力，MPa；pf——工作条件下的绝对静压力，MPa；Tn——标准参比条件下的热力学温度，K；Tf——工作条件下的热力学温度，K；Zn——标准参比条件下的压缩因子，按GB/T 17747—1999计算得出；Zf——工作条件下的压缩因子，按GB/T 17747—1999计算得出。

标准参比条件下的累积体积流量按下式计算：

(8)

式中：qV总——标准参比条件下在t0～t阶段的累积体积流量，m3/h；t0——进行累积流量积分的初始时间，s；t——进行累积流量积分的结束时间，s。

1.3现场安装技术条件

1.3.1温度

流量计的安装应满足工作介质温度为-20～60℃，工作环境温度为-40～60℃，应根据安装点具体的环境及工作条件，对流量计组件采取必要的隔热、防冻及其他遮雨、防晒等保护措施。中原地区常年温度在-15～50℃，满足超声波流量计所需的介质温度和工作温度。冬季根据指定的操作规程及时采取保温处理。

1.3.2振动

流量计的安装应尽可能避开振动环境，特别要避开可引起信号处理单元、超声换能器等部件发生共振的环境。该站安装有4台增压机组，超声波流量计安装位置与增压机组直线距离超过了100m，能有效避免增压机组工作时对超声波流量计的影响。

1.3.3电气噪声

在安装流量计及其相关的连接导线时，应避开可能存在较强电磁或电子干扰的环境，否则应咨询制造厂并采取必要的防护措施。为防止电磁干扰，该厂根据仪器仪表安装标准规范，提出超声波流量计现场线缆施工标准，要求如下。

1) 超声波信号电缆与具有强电场和强磁场的电器设备和电缆之间的距离要大于1.5m，带屏蔽的电缆穿金属保护管时应大于0.8m；不同电压等级的电缆不应敷设在同一电缆槽或保护管内，或采取金属管隔离措施。

2) 电缆敷设严格按照规范要求施工。埋地敷设电缆埋深大于70cm，而且要埋于冻土层以下，上下铺100mm厚的沙子，沙上盖一层砖或混凝土护板，覆盖宽度至少大于电缆边缘的50mm。

3) 自动计量系统根据需要设置保护接地、信号回路接地和屏蔽接地，并保证接地可靠，接地电阻符合标准要求。

4) 系统的防雷防浪涌设备按要求安装到位，并保证可靠接地，接地电阻小于1Ω。

5) 流量计或仪表严格按照相关标准安装施工，避免安装不规范、应力和其他因素影响其稳定性和准确度。

1.3.4声学噪声

流量计的安装应尽量防止声学噪声对测量性能产生的不利影响。在调压计量站中，流量计通常应安装在调节阀的上游。该站超声波流量计在安装初期时并没有考虑到噪声对流量计计量的影响，由于日均来气量在1×106m3，气体流速大，压力高，在流量计运行后时常发出刺耳的气流声，经过一个月的运行后发现其噪声无法消除，尤其在来气量大的情况下尤为明显。根据超声波流量计测量原理，超声波能量转换器发出超声用于测量，外界噪声势必对其计量造成影响，为消除噪声对流量计计量的影响，后期在超声波流量计安装的下游管段增加了弯管，通过缓冲气量流速来降低噪声的产生。

1.3.5脉动

应考虑在流量计附近可能存在的流动脉动，并采取适当的措施，尽量减小脉动导致的附加测量不确定度。超声波流量计在安装时为防止天然气在管道中经过弯管等节流部件产生紊流、脉动等现象，在上游直管段安装了天然气整流器。

1.4系统设计

针对以上技术要求，具体系统设计如下： 根据文献[1]的要求，使用超声波流量计进行天然气标准参比条件下的体积流量测量，所需软硬件组成如图2所示。

图2　超声波流量计计量软硬件组成示意

1.4.1超声波流量计

该站安装了1台DN250气体超声流量计，计量榆济输气线来气，日均气量为1×106m3(图5)。该流量计具有 4 个及以上超声波测量声道，能对输送管道中的天然气进行高精度的测量。流量计通过接收成对超声换能器的声波信号，经由信号采集电路和 DSP 微控制器组成的信号处理单元进行运算处理、显示、储存记录测量结果，并转换成标准的 4～20mA 、RS-232/RS-485/以太网(支持标准 Modbus协议)和脉冲输出信号。

1.4.2压力传感器

下游直管段上安装压力变送器，用于测量被测气体的压力，输出标准的4～20mA信号，通过专用计算机双屏蔽铠装线缆接到流量计算机上用于压力补偿。

1.4.3温度变送器

下游直管段上安装有温度一体式变送器，用于测量被测气体的温度，输出标准的4～20mA信号，通过专用计算机双屏蔽铠装线缆接到流量计算机上用于温度补偿。

1.4.4流量计算机

榆济线来气贸易交接采用标准参比条件下的体积流量。柳屯增压站采用流量计算机与超声波流量计、压力传感器、温度传感器相结合完成标况流量的测量，该流量计算机具有高精度补偿运算、数据显示存储以及运用网络实现通信的功能。

流量计算机在流量计算时，通过串口通信或频率输入方式采集流量计的工况流量信息，并采集温度和压力变送器提供的信号(支持 HART信号，可以保持输入精度)参与标准状况的体积修正。流量计算机满足 GB/T 18603—2001《天然气计量系统技术要求》及 JJG 1003—2005《流量积算仪检定规程》等相关规定[2-3]，其内部系统软件的设计合理，计量管理功能齐全，具有安全的数据库系统与大容量的储存能力，各种被测参数的历史记录、报警记录及配置参数修改记录等都能可靠保存6a以上。该产品经过周密的可靠性设计，具有良好的电磁兼容和可靠性。在体积量运算方面采用了以下几种计算气体压缩因子(简称Z因子)的方法，如： GB/T 17747，AGA NO.8，ISO 12213[4-5]。对于一些特定场所，也可以采用固定的Z因子。

1.5运行维护保养

针对标准中对超声波流量计运行维护保养的要求[1]，制订了日常操作、维护保养操作规程，并形成作业指导书《设备操作规程计量仪表分册》。操作规程中对超声波流量计、温度变送器、压力变送器的运前检查、投运操作、停运操作、清洗拆卸操作做了明确的规定。

1.6数据比对

由于超声波流量计用于天然气分公司和天然气产销厂贸易交接计量，为了加强对流量计的管理和输差考核，该厂采用标准孔板流量计配套Floboss 103流量管理器对来气同步计量，通过PLC采集流量管理器输出的Modbus信号，读取瞬时流量、温度、压力、差压、当日流量和累计流量等参数，通过组态软件显示相关参数，2015年1月、2月的比对数据见表1所列。通过比对超声波流量计和标准孔板流量计的流量计量，控制输差在0.5%左右，有效控制输差损耗造成的经济损失，计量数据管理可控。

2实施效果分析

根据文献[1]规定的内容，实施超声波流量计在天然气流量计量方面的应用，得出以下分析结果：

表1柳屯增压站榆济来气计量数据比对

日期超声波流量计/m3标准孔板流量计/m3差值/m3输差率,%01-271106679110197847010.4301-281161059115455665030.5601-291177537117205254850.4701-301170459116348469750.6001-311156818115209947190.4102-011039252103382354290.5302-021030064102319468700.6702-0398749597768798081.0002-049972029966085940.0602-05100210099217599251.0002-061005369100035750120.5002-0799050798441160960.6202-0896241895889935190.3702-091021720101781239080.3802-101031912102514367690.6602-111045662103934763150.6102-1297635097185144990.46

1) 计量准确性高。经过近1a的运行，超声流量计可靠准确，基本实现了日常的“零”维护，相对标准孔板流量计，计量准确性更高，不确定因素少。标准孔板流量计受节流装置部件、安装位置、流量计二次仪表等多种因素的影响，尤其使用过程中腐蚀、磨损、污油和引压管等因素带来的测量误差影响更大。气体超声流量计没有如节流装置几何形状及尺寸变化影响仪表特性的问题， 计量准确性更高，不确定因素少，具有高精度、无压损、低能耗、结实耐用、维护少的特点。

2) 计量可靠性高。超声波流量计在设计之初，通过设计计量系统方案，在流程区与标准孔板流量计装置串联起来，通过与标准孔板流量计的数据比对得出，同时对每台超声流量计进行流量数据比对，可以有效避免输差过大造成的经济损失，可大幅提高计量系统的可信度。

3) 应用前景广。由于气体超声流量计具有可测量气体的单双向流量、量程比大、标定周期较长、准确度高、维护工作量小等优点，随着“文96”储气库的发展和“文23”储气库的建立，采用超声波流量计对储气库注采气进行计量势在必行。同时，根据天然气产销厂自身特点，在外销口使用小型超声波流量计，能有效避免因为传统流量计低限运行造成的气量损失。

3结束语

通过对超声波流量计的测量原理、现场安装技术条件、系统设计和数据比对等方面进行了分析和测试，不断提高超声波流量计管理能力和计量精细化管理水平，为今后推广使用超声波流量计做好技术储备具有重要的意义。

参考文献：

[1]段继芹，何敏，文代龙，等. GB/T 18604—2014 用气体超声流量计测量天然气流量[S].北京： 中国标准出版社，2014.

[2]黄和，张福元，游明定，等. GB/T 18603—2001 天然气计量系统[S].北京： 中国标准出版社，2001.

[3]孔庆彦，朱永宏，崔耀华，等.JJG 1003—2005 流量积算仪检定规程[S].北京： 中国标准出版社，2005.

[4]罗勤，陈赓良，曾文平，等. GB/T 17747.2—1999天然气压缩因子的计算 第2部分： 用摩尔组成进行计算[S].北京： 中国标准出版社，1999.

[5]ISO.ISO 12213—1997天然气压缩因子的计算[S].Ceneva： International Organization for Standardization， 1997.

[6]郑开银，蒋大旭.天然气自动计量[M].北京： 中国计量出版社，2004.

[7]张福元.AGA8方程计算天然气压缩因子[J].石油工业技术监督，1994(05)： 16-18.

[8]廖德云，张智，王存伟. 影响天然气集输自动计量系统稳定性因素的探讨[J].石油化工自动化，2013，49(02)： 62-63.

Application Analysis of Gas Ultrasonic Flowmeter in Natural Gas Flow Measurement

Wang Cunwei

(Natural Gas Production & Marketing Plant， Sinopec Zhongyuan Oil Field， Puyang， 457162， China)

Abstract：Application of ultrasonic flowmeter in natural gas flow measurement is introduced according to latest standard of GB/T 18604—2014“Measurementofnaturalgasflowbygasultrasonicflowmeters”. The measurement principle of time difference ultrasonic flowmeter is expounded. The onsite technical installation conditions are evaluated. The system constitution of natural gas flow measurement with ultrasonic flowmeter is introduced from the aspects of software and hardware. The measurement result of ultrasonic flowmeter is verified through data comparison method. The result proves the accuracy and reliability of ultrasonic flowmeter are high， and is easy to supervise and inspect exchange gas amount for trade to improve metering delicacy management.

Key words：ultrasonic flowmeter; gas storage; natural gas; flow measurement

中图分类号：TH814

文献标志码：B

文章编号：1007-7324(2015)06-0069-04

作者简介：王存伟，男，现就职于中国石化股份有限公司中原油田分公司天然气产销厂，从事天然气集输计量管理工作，任工程师。

稿件收到日期：2015-07-22，修改稿收到日期：2015-09-22。