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差压式孔板流量计误差控制|孔板流量计计算公式


文章日期:2017-08-10|阅读数:


  目前仍是我国进行天然气流量计量的主导流量计, 截至 2004 年 7 月长庆气田应用该型流量计总量近 300 套。SY/ T 6143-1996“天然气流量的标准孔板计量方法”标准中认为, 天然气流量测量不确定度主要由 3 个方面引起:流量计算方程描述流动状态真实性的不确定因素;被测介质实际物理性质的不确定度因素;测量中重要设备的不确定度因素。 为此, 文章从以上 3 个方面对差压式孔板流量计进行了不确定度研究和实验, 包括流出系数、孔板技术指标的变化对天然气流量的影响, 可膨胀系数、二次仪表的不确定度、天然气组分变化、天然气含水对天然气流量的影响, 并就这些误差因素分别从节流装置的选择、脉动流的改善、规范各项规章制度、建立量值溯源体系等方面提出了建议。

差压式孔板流量计误差控制|孔板流量计计算公式安装要求
差压式孔板流量计误差控制|孔板流量计计算公式安装要求

  我国天然气流量计量目前仍以差压式孔板流量计为主 ,仅长庆气田目前就有近 300 套。由于孔板流量计的误差影响因素较多, 往往造成计量不确定度增大。笔者通过在长庆气田近几年的使用与研究, 在孔板流量计的误差研究方面积累了一些使用经验 ,提出了相应的对策予以改善或消除, 以期对同行有所裨益。

一 、误差来源分析:
  天然气流量测量中的不确定度主要来源于以下3 个方面 :①流量计算方程中描述流体流动状态的真实性不确定度因素;②被测介质实际物理性质(物性因素)的不确定度因素;③测量中重要设备的不确定度因素。
针对以上 3 方面因素做具体分析如下。
  1 .流量计算方程中描述流体流动状态的真实性的不确定度因素
(1)流出系数 C            
计算公式为 :            
            6  
C =0.5959 +0 .0312β 2.1 -0.1840β 8 +0.0029β 2.5 10  
    ReD
      4  -1      
+0   4   -0 3    
  .0900 L 1 β (1 -β )   .0337L 2 β  (1)
(1)流出系数 C 是在上游直管段充分长的实验
条件下 ,并且孔板节流装置在满足规定的技术指标
下进行校准标定的, 才具有计量特性。
    当气流流束在孔板前 1 D 处完全充满管道, 且
为紊流状态时, 流出系数 C 的百分误差为:
      δC 当 β≤0 .6时, 为±0 .6%
      C :                
        当 0 .75 ≥β>0 .6时 ,为±β%
      设有一套法兰取压的孔板测量装置, D =50
m m ,设计 β =0 .5 刻度流量时的 ReD0 =1 ×106 , 设
  ReD1 =2 ×104 、ReD2 =5 ×104 、ReD3 =1 ×105 、ReD4 =
1 ×107 、 ReD5 =1 ×108 、ReD6 =1 ×10 , 经过查表或
计算得出 C0 =0 .6034 ;C1 ~   C6 见表 1 , δ=(Ci -
  C0)/ C0 。                
                   
                   
                         
          表 1  对应参数表
                   
  D =50 mm, 设计 β =0 .5 刻度流量时的 ReD =1 ×106
                     
  ReD   2 ×104 5 ×104 1 ×105   1 ×107 1×108 1×10  
  Ci   0.6126 0.6078 0.6058   0.6030 0 .6029 0.6029  
  δ -1 .52 % -0 .73% -0 .40% 0.07% 0 .08 % 0.08 %  

(2)由上例可以看出 :当速度剖面较充分发展的速度剖面尖时(雷诺数小),流出系数会变大, 当速度剖面较充分发展的速度剖面平时(雷诺数大), 流出系数会变小 。流出系数 C 随着流量的增大而减小,实际流量越小于刻度流量 ,则流出系数 C 引起的流量误差会越大。
(3)孔板流量计的流出系数 C 不是一个固定值,它随雷诺数的变化而变化 ,但是当雷诺数增大到某一数值时,变化量减小 。对于法兰取压, 雷诺数应该在106以上,对于角接取压,雷诺数应在 2 ×105以上。
  流量测量不确定度中和流出系数有关的相关项为孔板开孔直径, 大小为δdd=±0 .07 %, 测量管直径,大小为δDD=±0 .4 %, β 值允许 0 .75 ≥β ≥0 .2 。据公式计算出 C 的变化范围为 :±0 .0197 %~±0 .1791 %。

2 .孔板粗糙度、锐利度、平整度的影响
  SY/T6143 -1996 对孔板的直角入口做了严格的技术规定 ,即 :无卷口、无毛边、无目测可见的异常现象, 并且是尖锐的直角 , 若边缘形成圆弧, 其圆弧半径 rk≤0 .0004 d , 孔板开孔内圆柱面与孔板上游端面垂直 , 误差小于 ±1°, 粗糙度高度参数 Ra ≤0 .0004 d , 且不影响尖锐度测试 。
  对于孔板性能对流量的影响, 笔者做过相应的对比试验:分别取 DN100 mm 的标准孔板 , 编号为G K F75761 , 经检测其 rk为 0 .05 mm(允许值小于等于0 .04 mm),GKF78790 其粗糙度高度参数为 Ra为 45 μm (允 许值 小 于 等于 40 μm)。 编号 为G K F75007 的各项指标均符合要求的孔板进行一相对稳定的气流测量 , 测试中将不符合规格孔板放在气井单量装置, 标准孔板放入气井外输装置, 忽略装置之间的差异, 某单井一天天然气流量测试结果见表 2 。实验表明, 忽略气流的微小波动 ,对于 rk超差的不合 格孔板 其计 量误 差范 围为 -2 .81 % ~3 .14 %, Ra 超差的不合格孔板计量误差为 -2 .58 %~ 2 .72 %,若 rk、Ra 超差严重则气量偏差更大, 甚至可达到 10 %。
  2  天然气流量测试结果表 104 m3/d
时间 7 :00   8 :00 9 :00 10 :00 11 :00 12 :00 13 :00
               
GKF75007 10 .235410 .258910 .212210 .240110 .234910.230510 .2450
GKF75761 9 .9424 9 .9699 9 .9231 9 .9201 9 .9321 9 .9111 9 .9233
                 
时间 14 :00 15 :00  16 :00  17 :00 18 :00 19 :00 20 :00
GKF75007 10 .230910 .240110 .242610 .229810 .228710.227810 .2408
GKF78790 9 .9654 9 .9754 9 .9689 9 .9654 9 .9599 9 .9501 9 .9701
3 .被测介质实际物理性质的不确定度因素
 
(1)标准中要求流经天然气的流体为气流必须是单相的牛顿流体。若气体含有质量分数不超过 2 %的固体或液体微粒 , 且呈均匀分散状态, 也可被认为是单相的牛顿流体。
 
在实际使用中, 从井口到计量管线的过程中 ,天然气通常携带一定量的水、脱水剂和凝结液。这些液体来自分离效果差的分离器和负荷大的脱水单元 ,当流动温度和压力变化时 ,气体中的重烃组分也会凝析出来。
 
美国雪佛龙公司和科罗拉多工程实验站分别对此进行了研究, 实验为将经过标准涡轮流量计计量的天然气在通过注水管注水后用孔板流量计进行计量。其结论为:①用孔板流量计测量气体流量 ,当气体中夹带少量液体时 ,流量测量不确定度偏高 ,测量的湿气流量随 β 的增加而减少 ,在 β 比为 0 .7时 ,测得的流量偏差为 -1 .7%;②当夹带少量液体时, 在 β 比为 0 .5 时表明孔板性能较好 , 但是应将夹带液体在孔板上游脱出, 以获得***佳的计量性能;③用旧的孔板流量计测量湿气, 流量计量值将降低 3 %。
 
这项研究结果说明 ,天然气在进入计量装置以前 ,如果要获得非常好的计量性能, 应完全脱除天然气中所含的水分, 对于日处理气量近百万立方米的集气站 ,这一点非常重要。
 
(2)可膨胀系数(ε)
 
      4 p    
ε=1 -(0 .41 +0 .35 β ) 106 p1 κ (2)
式中:κ表示等熵指数。
 
可膨胀系数的百分误差为 :(±4 p/ p 1)%。由于误差系数的影响, 如被测系统压力低到 4 p/ p 1 可以和 β 比较, 被测系统压力将直接影响到测试准确度。当被测系统压力为高压系统时, 可以忽略该项误差。目前在天然气计量中差压一般在 500 ~ 50000 Pa 范围内 ,静压在 1 ~ 10 M Pa 范围内 。因此ε的误差***小为 ±0 .0002 %, ***大为 ±0 .2%(甚至会更大)。
 
(3)天然气相对密度的影响密度参数是天然气测量中极为重要的物性参数 , 密度测量的不确定度对整个测量系统的不确定度有着很大影响 ,目前国内普遍采用测量气流压力、气流温度和定时取样得到气流全组分 , 由于压力温度的波动, 天然气的相对密度并不是一个固定值。密度不确定度估算公式为 :
      2   2   2           1  
δρ1 δGr δZ1 T   δp 1 2      
            δ             2  
ρ1  =       + Z 1   + T   +          
  Gr       p1          
根据计量条件估算密度带来的不确定度 :当仪表精度较低且运行在下限时 , 不确定度为
 
±1 .818 %;反之不确定度则在±0 .793 %, 由此可见密度在流量测量中至关重要。所以为了准确进行天然气计量, 选用在线气相色谱仪进行组分在线分析是十分必要的。长庆气田在向北京、陕西、宁夏以及西气东输供气的外贸计量装置上均采用了在线色谱,平均 5 min 采样分析一次, 能够及时检测到组分的变化情况,提高了计量精度。
 
4 .测量中重要设备的不确定度因素
 
该项不确定度因素主要体现在孔板 β 比选择方面、还包括二次仪表的不确定度:
 
(1)β 比选择根据 S Y/ T6143 -1996 中的体积流量不确定度
δQ n         δC  2     δε 2     2 β4       2   δD  2
                 
公式为:Q n =       C     + ε + 1 -β4     D
                         
      2       2   δd 2 1   δGr 2 1 δZ1  2
+ 1 -β4       d     + 4   Gr + 4 Z1
      δT  2 +         δp1 2           0 .5   (4)
+ 1     1     + 1   δΔp  2
          p1    
4   T     4         4   p        
 
据式(4)可以计算出直径比 β 与流量不确定度δQQnn的关系如表 3 所示。
 
表 3  直径比与体积流量不确定度的关系表 %
 
直径比 β 0.2 0.25 0.30 0.35 0 .40 0 .45
             
不确定度 0 .7463 0 .7468 0 .7469 0 .7471 0.7474 0.7478
             
直径比 β 0.50 0.55 0.60 0.65 0 .70 0 .75
不确定度 0 .7503 0 .7538 0 .7602 0 .8122 0.8356 0.8828
 
由表 3 可以看出 ,当其他参数不变的情况下 ,直径比 β 的变化对测量不确定度的影响是很大的, 现场应用中, 操作人员常根据气量的变化来更换不同内径的孔板来满足使用要求 ,此时, 直径比成了影响准确度的主要可变因素。 β 与流量测量综合不确定度的关系如图 1 所示。结论为:不确定度基本随着 β 增减而增减 , 当 β 小于 0 .6 时, 不确定度的变化很小,基本为一条直线;随着 β 的增大 ,不确定度迅速增大 ,当 β=0 .75 时 ,不确定度达到***大。
 
(2)二次仪表的不确定度由于目前天然气计量大多采用计算机智能化数据采集、数据处理 A/D 转换准确度高, 量化误差的影响可以忽略 , 差压、压力、温度的测量由于大量高精度智能化变送器的应用使二次仪表对整个流量系
 图 1  β 与流量测量综合不确定度的关系图
图 1  β 与流量测量综合不确定度的关系图
统的误差成为了非主要影响因素。
 
1)压力仪表测量误差 :主要由压力测量仪表的度引起(仪表准确度受温度变化影响)。采用
 
3051T 型变送器在 5 .0M Pa 工作,温度变化在 30 ℃
 
左右。
 
温度影响:±0 .15 %;
 
***终度为:ζ=±0 .225 %(仪表校验误差为
 
±0 .075 %)。
 
2)差压仪表测量误差 :主要由仪表度 、仪表安装位置、导压管引起。采用 3051CD 型变送器在 5 .0 MPa 工作, 温度变化在 30 ℃左右。
 
温度影响:±0 .075 %;
 
静压力影响 :±0 .15 %; 安装位置可通过零点调整予以消除。
其***终度为:ζ=±0 .30 %(仪表校验误差
 
为 ±0 .075 %);
 
导压管引起误差为:±0 .2%;
 
总体差压误差为 :±0 .36 %。3)温度仪表测量误差 :主要由仪表度和安装位置正确性影响。
 
温度仪表度为:ζ=±0 .5%。
 
安装位置的影响在标准规定范围内忽略不计。(3)计量条件下天然气流量测量的不确定度假定流量测量装置为理想状态 ,已知条件 :天然气外输测量管 D 20 =205 mm ;d 20 =103 .76 m m ;p =4 .50 M Pa ;Δpmax =54 kPa ;温度计上限为 50 ℃,准确度为 0 .2 级 , 压力、差压变送器准确度为 0 .1
 
级。据式(4)则有不确定度为 :  
δQn 0 .63 %(***大流量时 pmax =54 kPa);
Q n    
=±1 .04 %(***小流量时 pmax =9 kPa);
=±0 .65 %(常用流量时 pmax =30 kPa)。

二、控制误差提高计量准确度的方法:
  因为天然气流量测量计算的不确定度是在其他影响因素都不存在附加误差的情况下计算得到的 , 但是使用中由于各种原因会带来一定的附加误差 , 这是需要消除的。根据实际应用情况, 提出以下控制方法及建议。
 
1 .孔板节流装置必须符合标准
 孔板节流装置在使用前的安装中应按照标准安装设计 ,根据孔板前阻力件形式配接足够长度的直管段, 一般应至少前 30 D , 长庆气田在开发初期部分集气站因为设计原因流量计直管段长度为前 10 D 后 5 D , 造成天然气计量输差达到 ±5 %~ ±8 %, 分析原因后经过技术改造 ,计量管段改为前 30 D 后 10 D ,使计量输差降低到 ±1 .5%。
 
2 .气流中存在脉动流的改善措施
 天然气从地层中采集后经节流、分离、净化后一般能达到均匀单相的牛顿流体, 在天然气计量中由于各种原因使天然气脉动 ,可以采取以下措施减小脉动流的影响。
(1)在满足计量能力的条件下, 应选择内径较小的测量管 ,使 p 、β 在比较高的雷诺数下运行。
 
(2)采用短引压管线 ,尽量减少引压管线系统中的阻力件 ,并使上下游管线长度相等 ,以减少系统中产生谐振和压力脉动振幅的增加。
 
(3)从管线中除去游离液体 ,管线中的积液引起的脉动可以采用自动清管系统或低处安装分液器来处理。
 
为使天然气具有***佳的计量性能 , 应将天然气中的水分彻底脱出。
 
3 .加强计量管理 、建立健全各项规章制度
 严格贯彻执行 SY/T6143 -1996 标准 , 确保装置完全符合标准的技术要求。建立健全各项规章制度,如定期维护制度、周期送检制度, 加强对天然气生产情况的监测 ,及时消除误差。
 在孔板流量计日常使用过程中, 要确保准确的计量 ,还应至少每月一次清洗检测孔板、检查仪表零点、仪表 D/A 转换通道、核对流量计算程序 , 对有坑蚀及划痕的孔板应及时更换。长庆气田根据气质的净化程度 ,规定集气站每月清洗检查一次孔板, 贸易交接计量孔板每半月和用户一起检查清洗一次, 同时还配备孔板综合测试仪定期对孔板进行几何尺寸检定, 使集气站单井计量输差能有效控制在±1 .5% 以内, 贸易计量输差在±1 .0%以内。
 
4 .量值溯源是确保天然气计量准确度的有效措施
 
(1)当孔板节流装置的一次装置设计、制造、安装、检验和使用完全符合 SY/T6143 -1996 标准中 1 ~ 7 章的全部技术要求时,即可达到几何和流体力学相似, 在此基础上可以执行单参数溯源 ,节流装置部分用长度标准进行几何尺寸干检, 压力、温度、时间或气样分析用各自的标准器具或标准样气进行检验 ,并将标准器与基准建立溯源链。
(2)对用于贸易计量的孔板流量计量装置 ,建议流量计投入使用前或使用一段时间后 , 进行实流检定或校准, 以保证一次仪表的准确度。
(3)天然气组成分析应采用 GB/ T13610 规定的方法进行, 标准气体应选择经质量技术监督局考核合格的、有合格证并标有不确定度的标准气体,标气准确度应不低于二级标准气体(2 .0 %)。在条件许可的条件下, 应开展天然气在线组成分析和物性参数的在线测定。
差压式孔板流量计误差控制|孔板流量计计算公式安装要求

孔板流量计安装基本要求与规范规定:
1:对于新设管路系统,必须先经扫线后再安装标准孔板,以防管内杂物堵塞或损伤标准孔板。
2:安装前应仔细核对标准孔板的编号、位号、规格是否与管道情况、流量范围等参数相符。在取压口附近标有“+”的一端应与流体上游管段联接,标有“—”的一端应与流体下游管段联接。
3:标准孔板的中心线应当与管道中心线同轴。

孔板流量计对管道的要求:
1;节流件(标准孔板)应配有一段测量管,至少保持前10DN、后5DN的等径直管段,以提高测量精度。
2;在节流件前后若需安装阀门,***好选闸阀且在运行中全开;调节阀则应在下游5DN之后的管路中。



对差压引出管路的要求:
1:引压管路的内径与管路长度和介质脏污程度有关,通常在45米以内用内径为8-12mm的管子。
2:测量液体流量时引压管水平段应在同一水平面内。若是在垂直管道上安装节流件,引压短管之间相距一定的距离(垂线方向),这对差压变送器的零点有影响,应通过“零点迁移”来校正。
3:引压管路应有牢固的支架托承,两根取压管路应尽可能互相靠近并远离热源或震动源,测量水蒸汽流量时,应用保温材料一同包扎,必须时(如气温0℃以下)加伴热管防止结冰。在测量脏污流量时,应附设隔离器或沉降器。
4:引压管路内必须始终保持单相流体状态。被测流体是气体时,引压管路(包括差压计的压力腔)内全部是气相;被测流体是液体时,引压管路内全部是液相,不能有气泡。为此应在引压管路的较低点装排水阀或在***高点装排气阀,在新装或检修差压仪表时应特别注意。

孔板流量计是一种应用***为广泛的流量仪表类型之一,虽然近年来随着不断有新的技术应用于流量测量领域,比如电磁流量计、超声波流量计,涡轮、涡街等,但是孔板流量计在使用量仍然很大,因为其因为标准节流件是全用的,并得到了国际标准组织的认可,无需实流校准,即可投用,在流量传感器中也是的;结构易于复制,简单\牢固\性能稳定可靠\价格低廉;应用范围广,包括全部单相流体(液\气\蒸汽)\部分混相流,一般生产过程的管径\工作状态(温度\压力)皆可以测量;检测件和差压显示仪表可分开不同厂家生产,便与专业化规模生产.在流量计的安装和使用过程中,没有严格遵守技术要求和设计所提供的数据而找成的误差。所以其优势还是很明显的,这也是许多企业仍然钟情于孔板流量计的原因所在。

 

  
  由于孔板流量计本身的结构所限,所以其测量的精度并不高,有许多因为安装时系统原因会导致误差,并且这种误差的大小是无法估计的。但是通过对造成误差因素的分析,可以将误差降低。孔板流量测量系统安装使用时,必须符合下列技术要求:
  
  1)孔板安装时,他的开孔中心和管道中心轴线同心,而且它的端面与管道轴线垂直;
  
  2)孔板上、下游侧取压孔轴线符合距孔板上、下游端面的距离为25.4±0.8mm的要求;
  
  3)取压孔的轴线应与孔板上下游侧2D测量管长度的内圆柱的轴线垂直,取压孔的轴线与孔板两端面向外倾斜角的夹角不大于3度。取压孔直径不应大于0.08D;
  
  4)孔板安装需要前后直管段,直管段的长度与孔板上游侧局部阻力件的形式和直径比β有关,其确定方法如下表:
  
  表.孔板与阻流件之间所要求的直管段长度(无流动调整器)
  
  (数值以管径D倍数表示)
 
直径比β 孔 板 上 游 侧 (入口)
单个90o弯头
两个90o弯头
在任意平面
(S>30D) 在同一平面上的两个90o弯头,S形状
(30D≥S>10D) 在同一平面上的两个90o弯头,S形状
(10D≥S) 在垂直平面上的两个90o弯头,
(30D≥S≥5D) 在垂直平面上的两个90o弯头,(5D>S) 单个90o三通 单个45o弯头在同一平面上的两个45o弯头,S形状(S>22D)

  A B A B A B A B A B A B A B
0.20 6 3 10 10 10 10 19 18 34 17 9 3 ⑤ ⑤
0.40 16 3 10 10 10 10 44 18 50 25 9 3 30 9
0.50 22 9 18 10 22 10 44 18 75 34 19 9 30 9
0.60 42 13 30 18 42 18 44 18 65 25 29 18 30 18
0.67 44 20 44 18 44 20 44 20 60 10 36 18 44 18
0.75 44 20 44 18 44 22 44 20 75 18 44 18 44 18

 孔板流量计结构图
 
 
直径比β 孔 板 上 游 侧 (入口) 孔板下游侧(出口)
渐缩管在1.5D到3D的长度内由2D变为D 渐扩管在D到2D的长度内由0.5D变为D 全孔球阀或闸阀全开 对称突缩管 温度计套管或插口直径小于0.03D 前面全部阻流件类型和密度计套管

  A B A B A B A B A B A B
0.20 5 5 16 8 12 6 30 15 5 3 4 2
0.40 5 5 16 8 12 6 30 15 5 3 6 3
0.50 6 5 18 9 12 6 30 15 5 3 6 3
0.60 9 5 22 11 14 7 30 15 5 3 7 3.5
0.67 12 6 27 14 18 9 30 15 5 3 7 3.5
0.75 22 11 38 19 24 12 30 15 5 3 8 4
  孔板流量计在恶劣的安装条件下,可能的话采用流量调整器。温度计套管的安装不会变更其上游侧的***小直管段长度。
  
  ***小直管段长度是指孔板的上下游阻流件与孔板之间的长度,该长度是从***靠近的弯头或三通的曲面部分下游末端或渐缩管和渐扩管的锥管部分下游末端测量起。
  
孔板流量计可广泛应用于石油、化工、天然气、冶金、电力、制药等行业中,各种液体、气体、天燃气以及蒸汽的体积流量或质量流量的连续测量。
简单来说差压值要开方输出才能对应流量
一、流量补偿概述
孔板流量计的测量原理是基于流体的机械能相互转换的原理。在水平管道中流动的流体,具有动压能和静压能(位能相等),在一定条件下,这两种形式的能量可以相互转换,但能量总和不变。以体积流量公式为例:
Q v = CεΑ/sqr(2ΔP/(1-β^4)/ρ1)
其中:C 流出系数;
ε 可膨胀系数
Α 节流件开孔截面积,M^2
ΔP 节流装置输出的差压,Pa;
β 直径比
ρ1 被测流体在I-I处的密度,kg/m3;
Qv 体积流量,m3/h
按照补偿要求,需要加入温度和压力的补偿,根据计算书,计算思路是以50度下的工艺参数为基准,计算出任意温度任意压力下的流量。其实重要是密度的转换。计算公式如下:
Q = 0.004714187(ΔP/ρ) Nm3/h 0C101.325kPa
也即是画面要求显示的0度标准大气压下的体积流量。
在根据密度公式:
ρ= P*T50/(P50*T)* ρ50
其中:ρ、P、T表示任意温度、压力下的值
ρ50、P50、T50表示50度表压为0.04MPa下的工艺基准点
结合这两个公式即可在程序中完成编制。
二、程序分析
1、瞬时量
温度量:必须转换成摄氏温度;即+273.15
压力量:必须转换成压力进行计算。即表压+大气压力
补偿计算根据计算公式,数据保存在PLC的寄存器内。
2.、累积量
采用2秒中一个扫描上升沿触发进行累积,即将补偿流量值(Nm3/h)比上1800单位转换成每2S的流量值,进行累积求和,画面带复位清零功能。
 
三、结束语:
 客观地讲, 在采用孔板流量计测量天然气流量时 ,如果对孔板流量计的一次装置(孔板节流装置)和二次仪表(差压、静压、温度、天然气物性参数计量器具等)配套仪表的选择、设计、安装、使用都严格按照有关标准进行 ,并在受控状态下使用时, 其流量测量准确度是可以控制在±1 %~ ±1 .5%范围内的。


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