Влияние качества газа на измерение расхода

[Lena597 291]

У нас объекты потребления природного газа ТЭЦ и котельные, на них установлены ИК газа с применением сужающего устройства, все соответствует НТД паспорта, свидетельства, все есть максимальная погрешность измерения расхода 1,5%. Газпром до наших узлов установил свои комплексы с применением ультразвукового расходомера RMG (UZS 08). Плотность и состав газа в вычислителях зашиты одинаковые, на расход полученный с комплекса на СУ проводится корректировка на фактическую плотность согласно данных с поточных хроматографов. На большей части узлов сходимость 0,3-0,5% как ту, так и в другую сторону. Но периодически возникают непонятки. На одном из узлов расхождения в показаниях стало достигать 5%. Танцы с бубном устраивали, все перепроверяли, снимали датчики прогоняли на эталонах, легче не стало. И тут возникло подозрение, что в поставляемом газе что-то не то, на ГРС установлен поточный хроматограф, у нас контрольный анализ делает лаборатория, сходимость анализов хорошая, но это все равно не полный анализ. Прямо на газопроводе находящимся под давлением приоткрыли продувочный вентиль (расположен в нижней точке газопровода между узлами учета) из него дунула пенистая жидкость. Собрали грамм 100 в емкость. Емкость раздуло, газовую часть шприцом отобрали дунули в хроматограф установив время анализа 40 минут. Вышли И-Бутан, Н-Бутан, И-пентан, Н-пентан, гексан и еще несколько всплесков которые хроматограф не инфицировал, так как не откалиброван на эту область. Часть гадости осталось в емкости в жидком виде, прозрачная на вид, пахнет бензином. Пока на анализ не отдали, толком не поймем куда отдать и что искать. Стали продувать т/п на других объектах, на 2-х пошла пена.

1. Кто сталкивался с подобным, что это может быть в газе?

2. Как это может влиять на показания УУ на ультразвуке и на СУ?

3. Как правильно произвести отбор пробы газа для проведения полного анализа?

4. Кто такой анализ проводит?

[Lena597 291]

фото пены вышедшей из трубопровода

[Smartboy 0]

Может это жидкость, каторое использывается при ингибирование трубопровода!

[Lena597 291]

Может это жидкость, каторое использывается при ингибирование трубопровода!

Делали анализ, в итоге в жидкости содержаться:

Парафины - 38%

Нафтены 47%

Ароматика 9%

Меркаптаны и сульфиды - около 5%

И как с этим жить дальше?

[Lyuba 138]

Проверьте газ на соответствие ГОСТ 5542-87, особенно п.1.3. и прочитайте, что у вас написано в договоре поставки и техсоглашении.

Предъявите претензии поставщику, если есть за что зацепиться.

[Lena597 291]

Проверьте газ на соответствие ГОСТ 5542-87, особенно п.1.3. и прочитайте, что у вас написано в договоре поставки и техсоглашении.

Предъявите претензии поставщику, если есть за что зацепиться.

Вы думаете мы про это не догадались? Не все так просто и быстро в нашем государстве. Вы когда-нибудь собирали полномочную комиссию для отбора проб газа для арбитража?

Мой вопрос больше во влиянии на показания УЗПР и СУ наличия фракций тяжелых углеводородов

[Ufametrolog 11]

Если с последним понятно, возможно одорант(не знаю в ТЭЦ подающийся газ одорируют или нет), то первые три... может к Вам по трубам ПНГ идет?)

[Lyuba 138]

Мой вопрос больше во влиянии на показания УЗПР и СУ наличия фракций тяжелых углеводородов

А поставить сепаратор, каплеуловитель? Никак не поможет?

[libra 558]

<br />фото пены вышедшей из трубопровода<br />

Узел измерения у Вас на "хвосте" трубопровода (тупиковое ответвление)? Может периодическая продувка импульсных линий и проверка нуля датчика поможет?

[Lena597 291]

<br />фото пены вышедшей из трубопровода<br />

Узел измерения у Вас на "хвосте" трубопровода (тупиковое ответвление)? Может периодическая продувка импульсных линий и проверка нуля датчика поможет?

не помогает, отбор на датчики выполнен в верхней части трубопровода и туда эта гадость не заползает, она скапливается в нижней части трубопровода, продуть удается только из нижней части через продувочные отверстия.

Импульсные регулярно дуем там все чисто. У меня все же подозрение, что какая-то из составляющей находится в потоке в условиях измерения в жидкой фазе и некорректно ведет себя ультразвук

[Dimstan 0]

У нас объекты потребления природного газа ТЭЦ и котельные, на них установлены ИК газа с применением сужающего устройства, все соответствует НТД паспорта, свидетельства, все есть максимальная погрешность измерения расхода 1,5%. Газпром до наших узлов установил свои комплексы с применением ультразвукового расходомера RMG (UZS 08). Плотность и состав газа в вычислителях зашиты одинаковые, на расход полученный с комплекса на СУ проводится корректировка на фактическую плотность согласно данных с поточных хроматографов. На большей части узлов сходимость 0,3-0,5% как ту, так и в другую сторону. Но периодически возникают непонятки. На одном из узлов расхождения в показаниях стало достигать 5%. Танцы с бубном устраивали, все перепроверяли, снимали датчики прогоняли на эталонах, легче не стало. И тут возникло подозрение, что в поставляемом газе что-то не то, на ГРС установлен поточный хроматограф, у нас контрольный анализ делает лаборатория, сходимость анализов хорошая, но это все равно не полный анализ. Прямо на газопроводе находящимся под давлением приоткрыли продувочный вентиль (расположен в нижней точке газопровода между узлами учета) из него дунула пенистая жидкость. Собрали грамм 100 в емкость. Емкость раздуло, газовую часть шприцом отобрали дунули в хроматограф установив время анализа 40 минут. Вышли И-Бутан, Н-Бутан, И-пентан, Н-пентан, гексан и еще несколько всплесков которые хроматограф не инфицировал, так как не откалиброван на эту область. Часть гадости осталось в емкости в жидком виде, прозрачная на вид, пахнет бензином. Пока на анализ не отдали, толком не поймем куда отдать и что искать. Стали продувать т/п на других объектах, на 2-х пошла пена.

1. Кто сталкивался с подобным, что это может быть в газе?

2. Как это может влиять на показания УУ на ультразвуке и на СУ?

3. Как правильно произвести отбор пробы газа для проведения полного анализа?

4. Кто такой анализ проводит?

Хотелось бы ознакомиться с результатами измерений? Сравнительными данными по расходу УУ и СУ (с возможным наименьшим временем дискретизации) "при сходимости 0,3-0,5%" и "расхождении 5%"(желательно на примере одного узла).

[Багаутдинов 80]

Емкость раздуло, газовую часть шприцом отобрали дунули в хроматограф установив время анализа 40 минут. Вышли И-Бутан, Н-Бутан, И-пентан, Н-пентан, гексан и еще несколько всплесков которые хроматограф не инфицировал, так как не откалиброван на эту область.

основной состав природного газа составляет метан порядка 90 %, а так же могут входить более тяжёлые углеводороды — гомологи метана: этан (C2H6), пропан (C3H8), бутан (C4H10).

то, что у вас в трубопроводе имеется непонятная жидкость это скорее всего шлаки которые собираются на стенках газопровода на всем расстоянии трубопровода. Шлаки заполнили трубопровод на определенном уровне и теперь влияют на показания расходомеров (у вас расходомеры не предназначены для измерения 2-х фазовых состояний вещества) я думаю, что в этом вся проблема...

P.S. У вас трубопровод наверное давно построен и давно его не чистили (шар запускают в трубу и гонят его по трубе)

[Rais 51]

Мой вопрос больше во влиянии на показания УЗПР и СУ наличия фракций тяжелых углеводородов

Если эти фракции не определяются хроматографом, то соответственно они не учитываются при расчете коэф. сжимаемости, плотности в р.у. и в с.у.

Это в свою очередь привод к неверным результатам расчета объемного расхода, приведенного к стандартным условиям, как на узле учета на СУ так и на у/з.

Кроме того, наличие конденсата перед диафрагмой так же вносит свою погрешность. В целом наличие жидкости приводит к уменьшению проходного сечения трубопровода, что сказывается и на результатах у/з расходомера и расходомера на базе СУ. Попробуйте открыть конденсационные краны непосредственно перед СУ или в камере диафрагмы.

Сделайте анализ газа на точку росы по углеводородам, желательно не расчетный, т.к. компонентный состав определен не верно, а инструментально. Сравните со значением температуры газа. Если температура т. росы выше или равна температуре газа, то из газа конденсируются тяжелые углеводороды.

Нет ли какой-нибудь связи с увеличением расхождений в показаниях с изменением давления и температуры газа?

После слива конденсата, показания нормализовались?

[Lena597 291]

На ГРС установлены поточные хроматографы, но я подозреваю, что не все что летит в трубе ими анализируется.

Самой жидкости не так много, вскрывали диафрагму, вылилось около 0,5 литра, остальное сливали перед фильтрами и на тупиковом участке газопровода у котла, там в низу газопровода есть продувочный вентиль, сливалось по пол ведра за сутки.

Трансгаз вещает, что у него газ вся Европа покупает и все довольны, переводят стрелки на транспортировщиков, те говорят что даете, то и гоним. Межрегионгаз хитро щурится в усы говорит, что он здесь вообще ни при чем.

Скорее всего, что в малом количестве летают тяжелые углеводороды с точкой россы около 2-3-х градусов. Но как их поймать? Хроматоргаф не видит, как правильно отобрать пробу? и покажет ли она что-нибудь?

В картинке наша хроматоргамма, всплески 11 и 12 инфицированы как гексаны

[Багаутдинов 80]

На ГРС установлены поточные хроматографы, но я подозреваю, что не все что летит в трубе ими анализируется.

Самой жидкости не так много, вскрывали диафрагму, вылилось около 0,5 литра, остальное сливали перед фильтрами и на тупиковом участке газопровода у котла, там в низу газопровода есть продувочный вентиль, сливалось по пол ведра за сутки.

Трансгаз вещает, что у него газ вся Европа покупает и все довольны, переводят стрелки на транспортировщиков, те говорят что даете, то и гоним. Межрегионгаз хитро щурится в усы говорит, что он здесь вообще ни при чем.

Скорее всего, что в малом количестве летают тяжелые углеводороды с точкой россы около 2-3-х градусов. Но как их поймать? Хроматоргаф не видит, как правильно отобрать пробу? и покажет ли она что-нибудь?

В картинке наша хроматоргамма, всплески 11 и 12 инфицированы как гексаны

гексана в природном газе не должно быть! Вам поставляют скорее всего смесь газов с попутным нефтяным газом...

[semaselchenkov 1]

многие поставленные вопросы рассмотрены в главе 3 монографии

http://metrologu.ru/index.php?app=downloads&showfile=509

[Ява 0]

• Добрый вечер, случайно увидел это сообщение.
• Пена в природном газе может появиться легко. На установках комплексной подготовки газа (УКПГ), т.е. на добыче. В ДЭГ (диэтиленгликоль) плохого качества
• попадают ПАВ (поверхностно-активные вещества). Так вот эти ПАВ затем выносятся с ДЭГОМ и через абсорберы, сепараторы и пыльники.
• Конечно часть будет осаждаться в осушке на КС, но также может попасть в МГ. А если рядом добыча, то вообще легко может попасть, скважины, шлейфы. Кстати, при ремонте скважины ПАВ тоже применяется.
• Также эти ПАВ могут  попасть и с метанолом, если УМГ-шники какую-нибудь пробку льда гоняли.
• Кроме ПАВ в газопроводе пениться ничегошеньки не будет. Не мыло же это. Или шампунь.!!! Просто кто-то, где-то нарушил технологию.
• В данном случае, по-моему, любая химлаборатория должна определить ПАВ. Его совсем мало надо чтобы пену поднять.
• Если чем помог, то благодарен.