Метрологическое обеспечение измерений на магистральном газопроводе компрессорных станций

На магистральных газопроводах устанавливаются компрессорные станции (КС), служащие для повышения давления газа до значений, соответствующих допустимым пределам прочности трубопроводов и оборудования.

КС представляет собой неотъемлемую часть магистрального газопровода, предназначенную для поддержания его проектной пропускной способности. Это достигается за счет повышения давления газа на выходе из КС с помощью различных типов газоперекачивающих агрегатов.

Метрологическое обеспечение при эксплуатации объектов газотранспортной системы является важным аспектом, который обеспечивает точность и надежность измерений, необходимых для эффективного управления и контроля за процессами в газовой отрасли [1].

Особое место в определении современного значения и развития метрологического обеспечения занимает Федеральный закон «Об обеспечении единства измерений» от 26.06.2008 № 102-ФЗ [2], который устанавливает основные положения обеспечения единства измерений в стране.

Основными задачами метрологического обеспечения предприятия являются:

• метрологический учет,
• метрологический контроль,
• эксплуатация средств измерений (СИ),
• хранение СИ,
• метрологический надзор,
• метрологическая экспертиза,
• документирование.

Материально-техническая база метрологической службы предприятия обширна и включает в себя широкий спектр измерительных приборов и оборудования, специализированных для нефтегазовой отрасли (рис. 1).

Рис. 1. Материально-техническая база метрологической службы

Все эти приборы и системы взаимосвязаны и обеспечивают комплексный контроль технологического процесса.

По способу отображения измеренного значения приборы можно разделить на показывающие по месту и с дистанционной передачей. К первым традиционно относят такие приборы как технические манометры, технические термометры, уровнемерные колонки – приборы, показания которых считывают по положению указывающего элемента (стрелки, высоты столба) по отношению к шкале, градуированной в единицах измерения. Во втором случае измеренное значение передается по измерительному каналу [3]. Определение погрешности для каждого из способов отображения разнится, рассмотрим подробнее на примерах ниже.

Подавляющее большинство приборов, применяемых для измерения давления, – это манометры избыточного давления. Наиболее распространенным видом являются пружинные манометры (рис. 2).

Рис. 2. Устройство пружинного манометра

Чувствительным элементом является трубка Бурдона 1 – полая латунная трубка, согнутая по дуге и запаянная с одного конца. Другой конец трубки соединяется со штуцером, через который газ поступает в прибор. Давление действует на внутреннюю поверхность трубки Бурдона. В результате при увеличении давления латунная трубка разгибается, а при уменьшении – сгибается. Это приводит к перемещению запаянного конца, который через тягу 2 соединен с зубчатым сектором 3, вращающим шестерню со стрелкой 4.

Согласно ГОСТ 2405-88 [4] класс точности манометра определяется как отношение максимальной погрешности измерений к полной шкале давления, выраженное в процентах.

Для измерения температуры используются термопреобразователи сопротивления. Канал измерения температуры представляет собой систему компонентов, взаимодействующих друг с другом для передачи сигнала от первичного датчика до конечного устройства отображения – АРМ оператора (рис. 3).

Рис. 3. Канал измерения температуры: 1 – первичный преобразователь температуры; 2 – кабельная линия связи; 3 – клеммная коробка; 4 – вторичные преобразователи; 5 – барьер искробезопасности (БИЗ); 6 – нормирующий преобразователь; 7 – плата АЦП; 8 – контроллер; 9 – сетевой инферфейс; 10 – АРМ оператора

Первичным датчиком 1 является устройство, непосредственно измеряющее температуру среды. К ним относятся термометры сопротивления, терморезисторы, термопары.

Кабельная трасса 2 соединяет первичный датчик с последующими компонентами системы. Выбор типа кабеля зависит от условий эксплуатации (влажности, температуры, агрессивной среды) и длины трассы.

Клеммные коробки 3 устанавливаются вдоль кабельной трассы для удобства подключения, обслуживания и замены оборудования. Они также служат точкой разветвления или соединения различных участков кабеля. Важно учитывать качество соединений и защищенность коробок от внешних воздействий (например, пыли, влаги).

Вторичные преобразователи 4 принимают сигнал от первичных датчиков и конвертируют его в унифицированный выходной сигнал, который легко интерпретируется системами управления. В зависимости от типа датчика это может быть сигнал напряжения, тока (например, 0–10 В или 4–20 мА) или цифровой код. Преобразователи также выполняют функции компенсации нелинейности, фильтрации шумов и гальванической развязки.

Плата АЦП 7 принимает унифицированные сигналы от вторичных преобразователей и преобразует их в цифровую форму, которую затем можно обрабатывать микропроцессорами или контроллерами. Эти платы должны обеспечивать высокое разрешение и минимальные шумы, влияющие на точность измерений.

Контроллеры 8 обрабатывают цифровые данные от плат АЦП, проводят необходимые вычисления и нормализацию сигналов. Затем данные передаются на АРМ оператора через сети передачи данных. Они поступают на автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора 10, где они визуализируются в виде графиков, таблиц или индикаторов. Оператор получает доступ к актуальным данным о температуре, а также к истории измерений, что позволяет оперативно реагировать на изменения технологических процессов.

Основная погрешность канала измерения определяется классом точности каждого компонента (датчика, преобразователя, АЦП и т. д.) и условиями окружающей среды. На каждом из этапов действуют влияющие факторы, поэтому погрешность измерения канала физической величины оценивают по отклонению отображаемой величины на АРМ оператора от действующего значения на первичный преобразователь.

Условия, при которых нормируется основная погрешность:

• температура окружающей среды;
• номинальное напряжение питания;
• отсутствие вибраций и электромагнитных помех.

Дополнительная погрешность возникает вследствие воздействия внешних факторов, таких как:

• изменение температуры окружающей среды;
• воздействие электромагнитных полей;
• механические вибрации;
• старение элементов системы.

Дополнительную погрешность оценивают отдельно для каждого фактора и суммируют с основной погрешностью. Нормируемые значения дополнительной погрешности указываются в технических характеристиках оборудования [5].

Точность измерений в газотранспортной системе – это залог ее безопасной и эффективной работы. Для этого необходима развитая метрологическая служба, которая занимается целым рядом задач. Эти задачи включают в себя повышение точности всех измерительных приборов и систем, регулярный контроль технического состояния всего используемого оборудования, а также неукоснительное соблюдение всех действующих стандартов и норм в области измерений. Без качественного метрологического обеспечения невозможно гарантировать безопасность транспортировки газа и эффективную работу всей системы в целом.