AGL

Вот интересная и весьма полезная для народного хозяйства тема из области практической метрологии: "Оценка влияния температуры измеряемой среды на погрешность измерения расхода теплоносителя и тепловой энергии". Такая работа будет достойно оценена всеми, кто сегодня несёт значительные финансовые убытки из-за наличия неисключённой функции влияния температуры на погрешность измерения расхода в коммерческих узлах учёта отпуска и потребления тепловой энергии.

Каких-либо ограничений по перепаду давления (dp) не существует. Однако при расчётах СУ или выполнении измерений расхода сжимаемых сред необходимо контролировать выполнение условия dp <= 0,25p (см. формулу В.10 в ГОСТ 8.586.1-2005). Кроме того, число Рейнольдса Re зависит от dp. Например, для диафрагм минимальное Remin = 5000 (при бетта <= 0,56). Поэтому минимальный перепад должен быть таким, чтобы выполнялось условие Re >= 5000.

Это интересная мысль - про многообразие тарифов. Только тут сначала надо изменить российское законодательство. А то РЭК заругает за самодеятельность...

Такие теплосчётчики тоже (правда, редко) применяются у потребителей (с формулой тепла Q = M1*(h1 - h2)). Но тогда об измерении возможных утечек и несанкционированного отбора горячей воды (воруют, однако!) придётся забыть. А в то же время подпитка магистрали составляет, к примеру, 100 - 200 т/ч и более. И тут понятно стремление поставщика измерить эту подпитку у потребителей (за отпущенный товар хочется получить деньги). Но ничего не выходит: реальная метрология современных расходомеров не позволяет это сделать. Но всё равно: поставщики с маниакальным упорством насаждают в подвалах потребителей два расходомера. А потом воюют с потребителем, разглядывая результаты как бы учёта.

Ради интереса можно посмотреть, с какой допускаемой отн. погрешностью измеряется разность масс у 29-и потребителей в закрытых системах. Часовые архивы этих потребителей взяты случайным образом из более крупной случайной выборки. При расчётах допускаемая погрешность всех расходомеров принята равной +/-1 %.

В нашей стране разность расходов (точнее - разность масс) Мп = М1 - М2 измеряется повсеместно. Когда ТЭЦ продаёт теплосетевой организации свой товар (тепло и вода), то измерения Мп = М1 - М2 неизбежны. Иначе не ясно, как должна расплачиваться Теплосеть с ТЭЦ за тепло и воду. Где-то эти измерения более-менее успешны, а где-то - "сильно не очень". И у всех потребителей (даже в закрытых системах) измеряется и оплачивается разность масс и тепло с этой разностью, т.к. юрлица разные - на одном конце трубы Теплосеть, на другом - УК или ТСЖ. К сожалению, традиционными методами и средствами (особенно УЗРами и вихревыми) измерить разность масс у потребителя с точностью, приемлемой для коммерческого учёта, невозможно. Но люди пытаются мерять... И получают классическую измерительную глупость (часто - с изменением знака) вместо коммерческого учёта.

Счастливы те метрологи, которые могут "поставить и забыть". Возможно, применительно к бесповерочным расходомерам газа так оно и есть. Но при измерении расхода воды (причём качественной питьевой воды) "забыть" никак не получается. И тут вся надежда на "наладчиков", которые могут придать видимость успешности измерений путём "дополнительной подналадки" (читай - мозговерчения). Несколько лет назад мы с молодым теплоучётчиком, взявшимся фирменно обслуживать узлы учёта тепла на базе вихревых изделий, изучали работу многих десятков пар вихревиков, установленных в системах ГВС (открытые системы) и отопления (закрытые) в детсадах и школах. В этом молодом сибирском городе властями, устраивающими тендеры, допущена стратегическая ошибка: в победители ежегодных тендеров всегда выходят только вихревые. Несколько иллюстраций из жизни вихревых в коммерческих узлах учёта тепловодопотребления - на прищепке. К сожалению, признаки измерений у этих вихревых напрочь отсутствуют. Вот "наладчики" непрерывно и бегают из подвала в подвал, пытаясь выбить из изделий сколь-нибудь правдоподобные показания. И таки выбивают. Но не надолго. И тут уже людям не до единства измерений. Вихревые.doc

У нас в хозяйстве имеется 36 открытых тепломагистралей - от Ду500 до Ду1400. На каждой из них установлены такие расходомеры. Заданная частота перестановки - 1 раз в час. Так что случайного совпадения быть не может - все узлы учёта измеряют разность расходов (подпитку) весьма и весьма точно. К сожалению, никакими, даже самыми точными классическими расходомерами измерить подпитку с достаточной для коммерческого учёта точностью невозможно.

Примерно так всё и происходит. Потребители отбирают воду из теплосети на нужды ГВС, а ТЭЦ добавляет в тепломагистраль ровно столько воды, сколько израсходовали потребители. Но проблема в том, что сравнительно небольшая подпитка магистралей повсеместно измеряется как разность двух сравнительно больших расходов: Мп = М1 - М2. В этой связи при классических измерениях даже небольшие погрешности dM1 и dM2 (например, не более +/-1 %) дают огромные (в десятки, сотни и тысячи процентов) погрешности измерения разности масс. Часто на практике измеренная подпитка получается отрицательной (это когда отрицательная погрешность измерения Мп превысила -100 %). Т.е. по результатам измерений горожане не сливают воду из системы, а, наоборот, добавляют в теплосеть горячую воду. На прищепке - формула расчёта допускаемой погрешности измерения разности масс (подпитки Мп). В этой формуле dM - погрешность измерения масс (здесь принято, что dM = dM1 = dM2), М1 и М2 - массы воды, измеренные в подающем и обратном трубопроводах теплосети. Из формулы следует, что dMп, в зависимости от сочетаний М1 и М2, при обычных измерениях может изменяться от dM (при М2 = 0) до бесконечности (при М2 = М1). В случае применения дифРППД погрешность измерения Мп может изменяться от dM до нуля. Т.е., периодически меняя местами дифманометры, мы обеспечиваем чрезвычайно высокую точность измерения разности масс. На практике перепады на диафрагмах изменяются в широких пределах. Зимой в основном это десятки кПа (но не более 60-и кПа), а летом при снижении циркрасхода до минимума перепады снижаются до нескольких кПа, а кое-где и менее 1 кПа. Бетта у диафрагм в большинстве случаев 0,45 - 0,55. Но найдутся магистрали, на которых бетта превышает 0,55. Суточные расходы (М2), в зависимости от времени года и мощности и назначения магистрали, изменяются от 100 т/ч до 16000 т/ч, а подпитка изменяется от долей т/ч (ночью на заводских магистралях) до нескольких тысяч т/ч (вечерний час пик на магистралях, работающих на жильё). Выше по теме есть файл с примерами работы магистралей различной мощности, в т.ч. и в переходный период "зима-лето". Там можно (ориентировочно) сравнить среднюю циркуляцию со средней подпиткой.

В перегретом паре воды (жидкой фазы в виде конденсата) не бывает. Если есть, то это уже будет влажный насыщенный пар. Применение ультразвука на паре невозможно. Замечено (в УУТЭ на тепломагистралях), что УЗРы начинают бредить уже при температурах от 90...100 °С. При более высоких температурах (120 - 130 °С) УЗПРы уже не подают признаков жизни. А температура пара на котлах и турбинах 520 - 560 °С. Поэтому даже маркетологи, рекламирующие свои УЗПРы, не отваживаются рекомендовать их для измерения расхода пара. Правда, самые передовые и прогрессивные метрологи предлагают накладные (!) УЗПРы для успешного измерения пара, в т.ч. и влажного! Чего только коммерсанты не придумают, чтобы продать свои шалабушки...

С единственной целью: свести к нулю ошибку измерений разности масс (подпитки Мп = М1 - М2) на магистрали. Второстепенным эффектом от перестановки является повышение точности измерений расхода в 1,4 раза. Благодаря такой перестановке (у нас она выполняется с частотой 1 раз в час; но можно переставлять ДМы с частотой от 1 раз в минуту до 1 раз в сутки) погрешность измерения разности масс всегда стремится к нулю. Именно благодаря дифференциальным РППД (мы их называем дифРППД) на наших ТЭЦ ушли в историю водные и тепловые небалансы.

Насчёт "почитать" - это вряд ли. На МИ стоит штампик: "МИ является интеллектуальной собственностью разработчика". Нам не разрешается распространять МИ. Наши диафрагмы в основном соответствуют ГОСТ (что касается толщины). Но некоторые не соответствуют. Но, если ГОСТ с толщиной диафрагмы (и не только) ошибся, то это проблема ГОСТа, а не наша.

У нас повсеместно применяются дифференциальные РППД (с автоматической перестановкой дифманометров с трубы на трубу). Поэтому наша МИ - это специальная МИ. Но что касается измерений расхода, то тут работает формула 5.2 из ГОСТ 8.586.5-2005.

ГОСТ не может требовать - в соответствии с Законом "О техническом регулировании". А советовать и рекомендовать - на здоровье. Но это не значит, что люди обязаны исполнять советы "бывалых". А то, не ровен час, завтра в ГОСТе напишут: отныне всем штаны через голову снимать! Кто будет первым исполнителем таких "требований"?

Вот именно. Потребитель влажного пара не дурак: он не будет тратить мешок денег на влагомер пара для того, чтобы платить за пар на 70 % больше того, что он платит сейчас. А поставщики тоже не дураки - они чё-нить придумают, чтобы скомпенсировать убытки от неизмеряемой жидкой фазы. Например, хитростью включить эти потери в тариф. Так что ещё нескоро появятся у нас влагомеры насыщенного пара.

Не пробовали. За ненадобностью - ввиду отсутствия у нас насыщенного пара. А наше родное коммунальное хозяйство вряд ли раскошелится на радионуклеидные плотномеры... Известна также разработка устройства, подсчитывающего число молекул различных веществ в потоке природного газа. По мнению разработчиков это довольно громоздкое устройство позволяет точно измерить влагосодержание природного газа и внести нужную поправку в результаты учёта газа. Но идут годы, а про промышленное применение этого прибора ничего не слышно. Видимо, прототип так и остался прототипом.

Да. И теоретически, и практически при таких Р и Т в трубе не может быть жидкой фазы. Т.е. наличие влажного насыщенного пара на ТЭЦ с энергетическими котлами невозможно. Чего не скажешь про коммунальную энергетику. Там котлы вырабатывают насыщенный (почти сухой) пар, который при движении к потребителю увлажняется. Влажный пар часто создаёт грандиозные небалансы в результатах учёта отпуска и потребления пара и приводит к большим убыткам поставщика. Из картинки видно, что на ТЭЦ пар существенно перегретый, его масса измерена достаточно точно. Но, проделав путь в 5 км по паропроводу Ду500 до узла учёта УТ-7, пар стал влажным - на наличие влажного пара указывает расположение функции Т = f(P) вблизи и параллельно линии насыщения. С какой степенью сухости пар пришёл в УТ-7 - это определить невозможно. Зато известен небаланс по массе пара между ТЭЦ и потребителями: он в данном случае составил ровно 70 %! Т.е. из каждых 100 тонн пара, отпущенных с ТЭЦ, до потребителей в виде пара добралось только 30 тонн. А 70 тонн превратились в конденсат, который измерить невозможно. И это есть главная и нерешаемая проблема в учёте насыщенного пара.

Ещё как путаю! Я имел ввиду формулу 5.1 из 1-й части ГОСТа. А надо было иметь из 2-й части. Конечно же, я делал расчёты толщины диафрагмы по ГОСТу. И пришёл к выводу, что ГОСТ маленько погорячился со своими высоконаучными формулами. Проще говоря, в ГОСТе прописана лабуда. Поэтому мы работаем по старинке (ГОСТ 26969-86). Минувшим летом поверяли пару диафрагм (S = 20 мм) с тепломагистрали Ду1400. Эти диафрагмы были установлены в 1975-м году (!). Результат поверки: "годен".

Именно по этой формуле производится расчёт РППД с диафрагмами в трубах любых диаметров (50...3000 мм). Эта же формула применяется при расчёте действительного расхода при выполнении измерений.

На ТЭЦ нет "двухфазных потоков". Любой пар (высокого или низкого давления - не важно) на ТЭЦ однофазный. Т.е. перегретый со значительной степенью перегрева. Насыщенного пара нет. Пар низкого давления (до 4 МПа) измеряется съёмными стандартными диафрагмами (типа ДКС) из стали 12Х18Н10Т (12Х18Н9Т). На высоком давлении (до 25 МПа) - только вварные сопла ИСА 1932 из спец. стали 20Х12ВНМФ. С проблемой "прогиба" диафрагм не знакомы. Наибольший диаметр труб, где установлены диафрагмы - Ду1400. Толщина дисков таких диафрагм - 20 мм. Каких-либо прогибов не замечено.

К счастью, метод переменного перепада живёт и здравствует! Больше того: известно много случаев, когда люди, намаявшись с "современными и передовыми" изделиями, снова вернулись к РППД. И у нас был случай, когда на одной из ТЭЦ передовые метрологи, наслушавшись баек от ушлых маркетологов, ликвидировали РППД и на их место воткнули бездемонтажно-бесповерочные изделия типа УЗР. И началось... Каждый месяц собирался консилиум (продавец, потребитель, государевы люди привлекались) решать вопрос: а сколько же надо выставить потребителю подпитки и тепла? Потому что в "показания" передовых верить было нельзя - люди так не живут, и горячую воду так не потребляют, как показывают "передовые" последнего поколения. Много лет враждовала ТЭЦ с Теплосетью на почве кривого комучета в исполнении а-ля УЗР. И вот несколько лет назад поблизости от УЗРов поставили пару РППД. И стало понятно, что с учётом в исполнении "передовых" сильно не ладилось... На картинке - графики часовой подпитки в исполнении УЗР (рыжий график) и вновь поставленных РППД. Физически это одна и та же горячая вода, технологически рыжий график должен быть наложен на зелёный (УЗР и РППД стоят в 70-и метрах друг от друга). Если бы РППД не было, то Теплосеть должна была бы заплатить на 104 % больше того, что на самом деле было ей отпущено с ТЭЦ. Куда девать несуществующий товар стоимостью в миллионы рублей - Теплосеть не знала... Уже несколько лет работает УУТЭ на базе РППД. С той поры ТЭЦ и Теплосеть дружат домами, т.к. никто никого уже не обдирает, как то было в эпоху УЗР. А УЗРы пока не преданы огню. И даже что-то показывают. Всем интересно наблюдать за их художествами. В т.ч. и метрологам, которые добивались установки "современных и передовых".

Когда речь идёт о коммерческом учёте или о других ответственных технологических измерениях, альтернативы РППД не существует. Ибо никакие "современные и передовые" как бы расходомеры не решают главную задачу - обеспечение высокоточных стабильных измерений. С начала 90-х годов у нас накоплен богатый опыт работы с различными врезными/накладными/погружными изделиями "от лучших производителей" (как говорят торговцы-маркетологи). Мы, начиная с 90-х годов, также проводили длительные промышленные испытания всей этой бездемонтажно-бесповерочной техники. Причем в испытаниях на горячеводных трубах одновременно участвовали от двух до десяти интересующих нас расходомеров (врезных, накладных, погружных), которые устанавливались последовательно и измеряли один и тот же расход. Результаты этих многочисленных испытаний весьма печальны: в рекламных агитках коммерсантов мы читали одно (каждое изделие - впереди планеты всей!), а на наших трубах мы видели прямо противоположное: никаких признаков измерений изделия показать не смогли. И вместо якобы высокоточных и ширдиапазонных расходомеров мы имели просто индикаторы потока (не сказать ещё хуже). По этой и ряду других причин (например, из-за мощной температуробоязни "передовых") у нас весь коммерческий учёт (вода, пар, газ, мазут, теплоснабжение) построен на базе превосходных РППД от Ду32 до Ду1400, и почти все технологические измерения - тоже на базе РППД. Поэтому у нас нет небалансов, обусловленных дурными измерениями показаниями с применением табуреток, замаскировавшихся под расходомеры. И наши предприятия, вкусившие прелестей от "современных и передовых", уже вряд ли согласятся снова наступать на те же грабли. На прищепке - несколько примеров из жизни наших РППД, установленных на тепломагистралях различной мощности. Можно обратить внимание на то, сколь точны и стабильны измерения подпитки магистралей, независимо от размера этой подпитки. Примеры работы РППД.doc

В исходных данных задачи не указана допускаемая относительная погрешность измерения перепада давления. В этой связи задача имеет множество решений. Предположим, что доп. отн. погрешность равна 1 %. Тогда для выполнения измерений подойдёт дифманометр с приведённой погрешностью 0,5 % и предельным перепадом dPmax = 100 кПа.

С метрологической и технологической точек зрения давления Р1 и Р2 желательно измерять и регистрировать в архивах тепловычислителя. При наличии регистрации давлений технологам проще разбираться с режимами теплоснабжения. Особенно тогда, когда из-за недостаточного напора на вводе невозможно обеспечить требуемую циркуляцию теплоносителя. Для метрологов измеренные давления полезны тем, что расчёт плотностей ro1 и ro2 и удельных энтальпий h1 и h2 будет выполнен более точно, чем по константам Р1 и Р2 (часто эти константы далеки от их реальных значений). В результате будет исключена дополнительная методическая погрешность, влияющая на точность измерения масс М1 и М2 (за счёт более точного определения ro1 и ro2) и разности масс. Точность учёта теплопотребления тоже повысится за счёт более точного определения уд. энтальпий h1 и h2 и их разности dh = h1 - h2.

Может быть, будущего теплотехника заинтересует такая тема: "Моделирование теплофизических свойств воды, насыщенного и перегретого пара". Точные математические модели свойств воды и пара (плотность, вязкость, удельная энтальпия, теплоёмкость, показатель адиабаты) необходимы всем, кто так или иначе связан с теплотехникой: источникам теплоты, теплосетевым и теплосбытовым компаниям, проектировщикам и эксплуатационщикам, контролирующим органам, разработчикам приборов и многим другим пользователям. Как знать? Если разработанные модели окажутся удачными, точными и несложными в применении, то они могут быть "узаконены" и в нормативных документах. Если эта тема интересна - говорите. Мы её подробнее обсудим.