天然气流量环道检测装置影响因素分析①

彭利果　王强　段继芹　任佳　张强

1.国家石油天然气大流量计量站成都分站　2.中国石油西南油气田公司天然气研究院　3.中国石油集团公司天然气质量控制与能量计量重点实验室



天然气流量环道检测装置影响因素分析①

彭利果1,2,3王强1,2,3段继芹1,2,3任佳1,2,3张强1,2,3

1.国家石油天然气大流量计量站成都分站2.中国石油西南油气田公司天然气研究院3.中国石油集团公司天然气质量控制与能量计量重点实验室

天然气流量环道检测装置能降低检定站对上游气源及排气通道压力、流量的依赖，拓宽天然气流量计量检定站检定能力，进一步完善天然气流量量值溯源体系。装置对工艺、控制等关键技术要求高，装置的测量不确定度受多方面因素影响。介绍了国内外气体流量计量环道装置技术指标，分析了国家石油天然气大流量计量站成都分站天然气流量环道检测装置，以及环道检测装置不确定度影响因素，提出了降低环道检测装置整体不确定度的措施和建议。

天然气流量计量环道影响因素措施

1　国内外天然气流量环道检测装置技术水平

天然气环道流量检测装置是先将天然气进行增压，然后利用调压系统将压力调到预定压力后进入天然气环形通道，再利用循环动力设备使天然气在环形通道中循环流动，并通过工艺设施控制环形通道中天然气温度、压力和流量，进行特定工况条件下的天然气流量计检定或校准。其最大的优点为对外部气源及排气通道的依赖性小，拓宽天然气检定压力、流量范围，确保系统检定能力不受外部气源及排气通道变化的影响。

表1　国外天然气流量环道检测装置主要技术水平对比Table1　Maintechnicalindicatorsofforeigngasflowmeasurementloopsystem美国SWRIGRI高压环道美国SWRIGRI低压环道欧洲气体环道丹麦气体环道德国RMA环道最大工况流量/(m3·h-1)2379906300004100013000工作压力/MPa1.04～9.930.26～1.380.9～6.30.3～6.50.1～5.0压力稳定度/(kPa·min-1)未知未知≤±0.5未知≤±2工作温度/℃5～495～495～3515～255～35温度稳定度/(℃·min-1)≤±1≤±1≤±0.05未知≤±0.2被检流量计口径DN50～DN500DN25～DN250DN150～DN900DN50～DN1250DN50～DN400传递标准不确定度/%0.20～0.25(k=2)0.20～0.25(k=2)0.17～0.85(k=2)0.18～0.30(k=2)0.23～0.29(k=2)检定用介质天然气或氮气天然气或氮气空气、天然气、二氧化碳空气、天然气天然气建成时间1994年1994年2010年2015年2015年

天然气流量计检定或校准用气体可以是空气或天然气等流体，一般为单相流，有关国家根据本国需求建造了以天然气、空气、二氧化碳等气体为试验介质的气体流量计量环道检测装置。国外具有代表性的天然气流量环道检测装置见表1，使用环道检测装置开展天然气流量检定的主要为美国西南气体研究院(SWRI GRI)的高压、低压两套环道，欧洲气体环道，丹麦气体环道与德国RMA环道[1-5]，从技术指标上看，目前国外环道温度稳定度最优为≤±0.05 ℃/min，压力稳定度最优为≤±0.5 kPa/min。目前，国内在这方面的技术不太成熟，仅国家石油天然气大流量计量站成都分站(以下简称为成都分站)建成了国内首套天然气流量环道检测装置。

2　成都分站天然气流量环道检测装置及技术水平

成都分站天然气流量环道检测装置工艺流程主要包括4大模块(见图1)：环道压缩机系统、环道温度控制系统、检测系统、增压补气及抽气系统。各模块功能要求为：

(1) 环道压缩机系统：通过一种可方便调节流量的压缩机为环道中天然气提供流动的动力，能达到一定压比弥补天然气流过环道系统管道产生的压损，压缩机出口天然气压力温度脉动满足系统不确定度控制要求。环道压缩机系统是系统中的耗能大户，为了尽可能降低能耗，环道压缩机一般采用低压比、大流量的设计思路。

(2) 环道温度控制系统：对环道压缩机出口天然气进行冷却，达到稳定环道内天然气气流温场的效果。

(3) 检测系统：由标准流量计(为适应低压比，首选涡轮流量计)、一对一核查超声流量计、被检流量计、配套工艺管线和数据采集及处理系统构成，实现对流量计的检定或校准。

(4) 增压补气及抽气系统：实现对环道内的天然气进行补气或抽气释放压力的功能。在补气系统中设置了一组调节阀，用于调节进入环道内天然气的压力达到预定实验压力值。

成都分站建设天然气流量环道检测装置预期技术指标见表2。

表2　成都分站天然气流量环道检测装置预期技术指标Table2　ExpectedtechnicalindicatorsofnaturalgasflowmeasurementloopsystemofChengduBranch工况流量范围/(m3·h-1)16～4000工作压力/MPa0.3～6.0工作温度/℃5～30被检流量计口径DN50～DN250检定用介质天然气压力稳定度/(kPa·(6min)-1)≤±2温度稳定度/(℃·(6min)-1)≤±0.2传递标准不确定度/%0.29(k=2)

3　天然气流量环道检测装置不确定度影响因素分析

3.1天然气环道检测系统工作标准装置不确定度评定测量模型

据JJF 1059.1-2012《测量不确定度评定与表示》，对天然气环道检测系统工作标准装置不确定度评定[6]。

3.1.1环道涡轮流量计K系数校准相对标准不确定度计算

用音速喷嘴法气体流量标准装置校准涡轮工作标准流量计时，涡轮流量计的K系数计算如式(1)：

(1)

式中:qv.nozzle为音速喷嘴法气体流量标准装置折算到被检流量计处的体积流量，m3/h；f为涡轮流量计输出的频率，Hz。

因此，式(1)又可写为：

(2)

式中：qv为临界流文丘里喷嘴处的体积流量，m3/h;p0为临界流文丘里喷嘴的滞止压力，MPa；T0为临界流文丘里喷嘴的滞止温度，K；Z0为临界流文丘里喷嘴处的气体压缩因子；pturbine为涡轮流量计处的压力，MPa；Tturbine为涡轮流量计处的温度，K；Zturbine为涡轮流量计处的气体压缩因子。

(3)

3.1.2组合涡轮流量计工作标准装置体积流量测量不确定度计算

3.1.2.1数学模型

工作标准由5台涡轮流量计组成，根据JJG 643-2003《标准表法流量标准装置》，并联后工作标准流量计最大不确定度为单台涡轮流量计的不确定度[7]。天然气环道检测系统涡轮工作标准装置给出的体积流量qv.turbine按式(4)计算：

(4)

天然气环道检测系统涡轮工作标准装置测量的天然气流量换算到被检流量计处的瞬时工况体积流量qv.MUT按式(5)计算：

(5)

式中:f为涡轮流量计输出的频率，Hz；K为涡轮流量计仪表系数，1/m3；ΔpW、ΔpMUT为涡轮流量计及被检流量计处差压变送器压力，MPa；pabs为公共取压点处绝对压力，MPa；TW、TMUT为涡轮流量计、被检流量计处天然气温度，K；ZW、ZMUT为涡轮流量计、被检流量计处天然气压缩因子；Δm/(ρm×t)为涡轮工作标准与被检流量计间的管路容积因校准过程温度压力变化所造成体积多计或少计的体积量。

3.1.2.2组合涡轮工作标准装置体积流量测量的合成标准不确定度

(6)

(7)

(8)

其中，组合涡轮工作标准装置体积流量测量的扩展不确定度U(qv,turbine)和U(qv,MUT)应按照式(9)、式(10)计算:

U(qv,turbine)=k×ur(qv,turbine)(k=2)

(9)

U(qv,MUT)=k×ur(qv,MUT)(k=2)

(10)

3.2天然气流量环道检测装置不确定度影响因素及控制措施

3.2.1天然气流量环道检测装置不确定度影响因素分析

影响涡轮流量计K系数不确定度分量有5项，影响环道组合涡轮流量计气体流量标准装置体积流量不确定度Ur(qv,turbine)、Ur(qv,MUT)分别有4项和12项，具体影响程度见环道工作标准不确定度分量计算表3、表4。通过分析计算，组合涡轮工作标准装置体积流量测量的扩展不确定度Ur(qv,turbine)能在0.25%～0.29%范围，Ur(qv,MUT)能在0.28%～0.32%范围；可进一步采取措施降低环道工作标准不确定度分量项有ur(K)、ur(Klineability)、ur(Fpuls)、urΔm；天然气流量计量环道系统关键环节主要有：合理工艺流程管线配置、压力控制方案(包括循环压缩机选型研究)、温度控制方案。

3.2.2降低天然气环道检测系统涡轮工作标准装置不确定度的控制措施

根据以上影响因素分析，为了降低整个天然气流量环道检测装置不确定度，建议采取以下6项措施：

(1) 选用高准确度等级的涡轮流量计，并在各检测支路增加一对一的核查流量计实时对比。

(2) 缩短天然气流量计量量值传递溯源链路，完善提升天然气流量原级标准装置水平。

(3) 标准表及被检流量计处，保证压力及温度的采集准确可靠。

①选用高准确度等级的、高频采样的压力变送器、差压和温度变送器。

②在超过DN300的天然气检测管路上温度变送器采用上下两个位置安装，避免环道管路中天然气温度梯度分层，不能准确采集。

③压力测量采用绝压变送器和差压变送器配合使用。

④压力、温度变送器定期比对，压力及温度数据实时监测。

(4) 标准表及被检流量计的安装符合规程要求，尤其是避免流量计与法兰轴心错位；离心机和相连管道保持高精度同轴。

表3　涡轮流量计K系数不确定度分量计算表Table3　CalculationresultsofKcoefficientuncertaintycomponentofturbineflowmeter不确定度来源序号符号名称评定类型分布包含因子相对不确定度灵敏系数备注1ur(qv)喷嘴体积流量B正态20.10%10.10%～0.125%2ur(Tturbine)涡轮流量计处的温度B矩形30.022%1ur(Tturbine)=0.1(Tturbine+273.15)×33ur(pturbine)涡轮流量计处的压力B矩形30.029%1ur(pturbine)=pmax×0.025%pturbine×34urZ0Zturbineæèçöø÷压缩因子比值B正态20.05%15ur(f)涡轮流量计输出的频率重复性B0.02%1合成相对标准不确定度0.11%0.11%～0.13%扩展不确定度(k=2)0.22%0.22%～0.26%

表4　环道组合涡轮流量计气体流量标准装置不确定度分量计算表Table4　Calculationresultsoftheuncertaintycomponentsofgasflowstandarddeviceofloopsystemcombinedgasturbineflowmeter不确定度来源序号符号名称评定类型分布包含因子相对不确定度灵敏系数备注1ur(K)涡轮流量计K系数B正态20.11%10.11%～0.13%，准确度0.2级，重复性优于0.05%2ur(f)涡轮流量计输出频率重复性B矩形30.02%13ur(Klineability)涡轮流量计K系数线性内插带来的不确定度B矩形30.06%1此处可降低4ur(Fpuls)天然气脉动流引入环道系统涡轮流量计气体流量标准装置不确定度分量B矩形30.01%1通过采取脉动消除措施，可忽略5ur(Δm)管容效应引入环道工作标准装置不确定度分量B矩形30.02%1检定(5～100)m3/h流量需增加采集时间或改变工艺流程，此项可降低6ur(pabs)公共取压点处绝对压力B矩形30.029%0.03智能式绝对压力变送器，准确度为±0.025%。7ur(ΔpW)环道标准表涡轮流量计处压力B矩形30.029%0.02智能式压力变送器，准确度为±0.025%8ur(ΔpMUT)被检流量计处压力B矩形30.029%0.02智能式压力变送器，准确度为±0.025%9ur(ΔTW)环道标准表涡轮流量计处温度B矩形30.022%1智能温度变送器最大容许误差0.10℃10ur(ΔTMUT)被检流量计处温度B矩形30.022%1智能温度变送器最大容许误差0.10℃11urZMUTZWæèçöø÷压缩因子比值B正态20.05%112uR(qv，MUT)测量重复性B正态20.010%10.010%～0.038%ur(qv，turbine)0.127%0.127%～0.145%Ur(qv，turbine)0.25%0.25%～0.29%ur(qv，MUT)0.14%0.14%～0.16%Ur(qv，MUT)0.28%0.28%～0.32%

(5) 设置必要的工艺流程，在天然气气流流经环道补气压缩机系统后，再进入脱硫脱水工艺装置，再进入环道系统，确保其天然气气质符合要求。若气质不洁净，一方面会危及装置运行安全；另一方面标准表和被检流量计都是单相流量计，若气流中含有固液杂质，会严重影响标准表的计量性能。

(6) 在使用环道检测装置检定或校准过程中，确保标准表及被检流量计处的天然气流场为充分发展紊流、天然气脉动导致的压力稳定度、温度稳定度在允许范围内。

①流体流经测试管段前应尽量避免直角弯头等阻流件，环道系统工艺结构尽可能紧凑、简洁，降低因阀门内漏造成非计量漏失。特别是环道系统弯头应采用45°弯头代替直角弯头；在检测段工艺管路应结构紧凑，布局合理，一方面尽可能降低管容，另一方面能较好衰减上游带来的天然气脉动。

②在环道离心压缩机及进入检测段前应设置稳流器，衰减气流脉动。

③环道系统选用离心压缩机应有足够的压比，能满足天然气检测压力、流量范围;能满足检测不同口径流量计的调节需求，且离心压缩机的控制的稳态误差要求尽可能小。

④配置同压缩机系统匹配的冷却系统，确保冷却系统有效平衡因压缩机压缩造成天然气的温升，实现温场控制。可采用水冷却，采用一级或多级冷却方式，冷却控制系统应尽可能细调，保证能及时、准确地冷却，避免环道系统温度累升；冷却系统具备让天然气温度下降5～10 ℃的能力。

⑤对天然气流量环道检测装置所在区域采取隔热措施，且对管线包裹保温绝热层，确保气流温场稳定。

4　结 语

综上所述，天然气流量环道检测装置不确定度影响因素包含标准涡轮流量计准确度等级及稳定性，标准涡轮流量计及被检流量计处压力变送器、温度变送器准确度等级，压力测量方式，环道系统中天然气脉动流，管容效应等，为了在满足工况流量16～4 000 m3/h、工况压力0.3～6.0 MPa时，天然气流量环道检测装置涡轮工作标准不确定度优于0.29(k=2)，且压力稳定度≤±2 kPa/6 min，温度稳定度≤±0.2 ℃/6 min的预期技术指标，主要将环道优化成了环道压缩机系统、环道温度控制系统、检测系统、增压补气及抽气系统4大模块，且从工艺流程管线配置、环道离心机、温度控制等方面提出了详细的措施，并在成都分站的天然气流量环道检测装置得到了良好应用，这对于拓宽天然气检定校准能力具有显著效果。

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Analysis of the influence factors of natural gas flow measurement loop system

Peng Liguo1,2,3， Wang Qiang1,2,3， Duan Jiqin1,2,3， Ren Jia1,2,3， Zhang Qiang1,2,3

(1.ChengduBranchofChinaNaturalPetroleum&NaturalGasMassFlowrateCalibrationStaion，Chengdu610213，China；2.ResearchInstituteofNaturalGasTechnology,PetroChinaSouthwestOil&GasfieldCompany，Chengdu610213，China；3.KeyLaboratoryofNaturalGasQualityControl&EnergyMeasurement，PetroChinaSouthwestOil&GasfieldCompany，Chengdu610213，China)

Natural gas flow measurement loop system can reduce the dependences on upstream natural gas supply, gas flow and gas pressure at exhaust channel of calibration station. Meanwhile, it can expand test capacity and further improve the traceability system of gas flow quantity. For the loop system，the key technical indicators of process and control are required highly, and the measurement uncertainty is affected by various factors. In this article, the domestic and foreign technical indicators and the characteristics of gas flow measurement loop system are introduced. The natural gas loop system of Chengdu Branch, and the influence factors of measurement uncertainty are analyzed. In addition, the measures and suggestions on reducing the overall measurement uncertainty of loop system are present.

natural gas，flow measurement loop system，influence factor，measure

中国石油天然气股份有限公司项目“油气计量关键技术与应用研究——天然气流量及发热量量值溯源技术研究”(2014D-4711)。

彭利果(1983-)，男，毕业于西南石油大学，硕士，工程师，现主要从事天然气环道检测系统研究、天然气计量技术研究。E-mail：pengliguo@petrochina.com.cn

TE832.2

ADOI: 10.3969/j.issn.1007-3426.2016.05.018

2016-03-04；

2016-05-03；编辑：钟国利