Перейти к контенту

Влияние качества газа на измерение расхода


17 сообщений в этой теме

Рекомендуемые сообщения

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?

Ссылка на комментарий
Поделиться на других сайтах

Может это жидкость, каторое использывается при ингибирование трубопровода!

Ссылка на комментарий
Поделиться на других сайтах

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?

Ссылка на комментарий
Поделиться на других сайтах

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.

Ссылка на комментарий
Поделиться на других сайтах

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

Ссылка на комментарий
Поделиться на других сайтах

  • Специалисты

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?)

Ссылка на комментарий
Поделиться на других сайтах

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

А поставить сепаратор, каплеуловитель? Никак не поможет?

Ссылка на комментарий
Поделиться на других сайтах

<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?
Ссылка на комментарий
Поделиться на других сайтах

<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

Ссылка на комментарий
Поделиться на других сайтах

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).

Ссылка на комментарий
Поделиться на других сайтах

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)

Ссылка на комментарий
Поделиться на других сайтах

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?

Ссылка на комментарий
Поделиться на других сайтах

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

post-12323-0-19084000-1395394178_thumb.jpg

Ссылка на комментарий
Поделиться на других сайтах

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...

Ссылка на комментарий
Поделиться на других сайтах

многие поставленные вопросы рассмотрены в главе 3 монографии

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

Ссылка на комментарий
Поделиться на других сайтах

  • 2 года спустя...
  • 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.
Ссылка на комментарий
Поделиться на других сайтах

Присоединиться к обсуждению

Вы можете ответить сейчас, а зарегистрироваться позже. Если у вас уже есть аккаунт, войдите, чтобы ответить от своего имени.

Гость
Ответить в этой теме...

×   Вы вставили отформатированный текст.   Удалить форматирование

  Допустимо не более 75 смайлов.

×   Ваша ссылка была автоматически заменена на медиа-контент.   Отображать как ссылку

×   Ваши публикации восстановлены.   Очистить редактор

×   Вы не можете вставить изображения напрямую. Загрузите или вставьте изображения по ссылке.

Зарузка...

Информация

  • Недавно просматривали   0 пользователей

    Ни один зарегистрированный пользователь не просматривает эту страницу.


×
×
  • Создать...