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天然气流量计量中的现场影响因素分析及对策
点击次数:474 发布时间:2015-05-11

流态条件的控制
准确计量是任何类型的流量计都必须考虑的重要指标。对于目前使用量zui大的孔板流量计, 满足流体动力学相似是其中一个非常重要的使用条件, 因此, 现行相关的各种标准、规程对流经孔板前的气流条件都作了严格规定, 比如, 要求流体是单相的、稳定的、无旋转、无脉动、轴向速度剖面充分发展且分布良好等。
但是也应看到, 在节流元件附近大量存在的分离器、调压阀、变径管、弯头、汇管以及半开半闭的闸阀等工艺设施又往往是产生流态干扰的主要因素, 而实际生产现场对这种不良扰动的重视程度又远远不够。以为只要在计量装置的上游端增设20 ~ 30D 直管段就解决问题了。事实上, 除了人为因素影响外, 差压式流量计在偏离标准状态下的计量结果绝大多数趋于偏低。在某计量点曾发现, 其上游安装的旋风式分离器所引起的计量误差竟高达-10 %以上, 因此也很少有人就计量装置上游端的阻力件形式及其工作状态等因素对气流条件及测量准确度的影响进行实质性的探讨。
有关文献认为, 旋涡的强弱与气流速度、阻力件的类型及布置形式有关, 脉动的出现与压缩机、调压阀等往复式机械的使用和管道积液有关;另对旋涡的研究也表明, 在管道雷诺数为104 ~ 105 范围内, 若将旋涡角减小到初始状态的10 %, 那么至少应在旋涡源与计量装置间安装150D 的直管段, 一般计量现场都很难达到这一要求。
由于现阶段对存在旋涡、脉动等不良流态的流体进行准确测量的应用性实验研究还不彻底, 目前通用的方法是先消除或削弱干扰, 然后再进行计量。其措施如下:
(1)让计量装置尽可能远离干扰源;
(2)尽可能满足相关技术标准所要求的计量装置上游端直管段的有效长度、直度、圆度及内壁光洁度;
(3)在计量装置上游增设效果优良的除尘脱水设施;
(4)尽量避免使用变径管、弯头(特别是空间变向弯头)以及为方便多用户输配气所设置的汇管等流态干扰元件;
(5)将测温元件、压力调节阀、单向阀、计量管放空闸阀等改迁在计量装置的下游;
(6)尽量避免将计量装置上游端的截断阀当作节流元件使用;
(7)针对旋涡的强弱及类型, 选择相应的整流设备;
(8)在脉动源与计量装置之间的适当位置安装脉动衰减器或缓冲设施;
(9)尽可能在高雷诺数区域(>104)实施流量测量。其措施之一就是对于近、远期或某一个恒定周期内被测流量变化较大的计量点分别增设或启用不同规格的计量器具;
(10)对计量管内壁定期进行检查和除垢除锈处理, 对于内壁腐蚀严重或圆度、直度及壁厚变化较大的计量管及时予以更换。
目前某些地方使用了带有阻尼机构的二次仪表对脉动或波动比较剧烈的流体进行计量, 其目的就是要维持被测流体静、差压记录或指示的稳定。这是一种治表不治本的消极处理方法。因为流量测量的实质就是要用测量仪表真实反映流动流体通过测量仪表瞬间时的内在本质, 如温度、压力、流速或差压等。因此这种方法不宜推广。
压力的测量
在天然气流量计量测试过程中,()静压、差压及气流温度是需进行连续性实时测量的参数, 其测量及处理水平的高低就表明了整个计量系统的准确性、可靠性及先进程度。在进行流量计算过程中, 有时需用表压参与计算, 比如计算超压缩系数Fz , 但更多的时候是使用压力, 理论上安装在被测流体上的压力表或传感器其直接测量的显示结果应当是表压数据, 表压数据只有经过当地大气压的修正之后才会成为压力, 而目前的修正方法也就成了一个值得探讨的问题。
目前绝大部分机械式记录仪表(或电动单元组合仪表)的测量显示结果都是压力, 其惯用作法是将当地大气压按0.1 MPa 人为预先迁移到二次仪表的机械记录部分(或静压变送器上), 而且前常用的又是百格开方或百格等分记录纸。这种方法既费时费事, 准确性也较低。为了提高流量测量的准确度并尽可能将静压测量过程中的不利因素降低到zui低程度, 改进上述迁移方法也就很有必要。为此建议:二次仪表的静压记录机构不应当再作起始指示位置或零位迁移, 它的原始记录或指示结果应当直接显示表压数据。压力可在流量计算过程中(比如计算程序内)通过简单的代数转换(p 表+p当地大气压)予以实现。这样既方便、直观又简单、准确。
气质分析的样气采集及分析周期
气质分析影响流量测量。如果在分析周期的确定、取样点的设置, 取样方法的选择、盛样容器的维护、样品气体的保管以及分析人员的技术素质和分析设备的可靠程度等任何一个环节出现失误或疏忽, 都将加大流量测试结果的不确定度。影响准确的贸易结算。因而有必要针对计量过程中的气质分析现状进行认真研讨。
1.职能管理
计量管理的焦点应主要集中在与现场流量测量有着直接关系的计量方法、器具以及操作人员等方面, 因此应加强对取样和分析过程中的人、机、料、环、法等诸多因素实施有效的管理和监督。
2.取样点设置
随着勘探、开发区域和用气规模的扩展, 天然气输销企业就逐渐呈现出气源分布广、输送距离长、管网交叉频繁等特征, 给天然气的样气采集带来了一定困难, 导致部分现场工作者因繁就简而忽视了一些本该从严掌握的技术要求, 主要表现在:
(1)取样点的数量。由于部分气源或用户位于偏远山区, 因此其中的个别计量点也就未按常规要求去进行样气的采集和分析, 如图1 所示的情况, 忽略了乙气源、C 用户的样气采集和分析;另外, 还存在着对于同一气源只在上游计量点进行采样分析的现象, 即对下游计量点则不管输送距离的远近、沿途温差、压力的变化、管道积尘积液状况等因素对气体组分的影响, 都一律沿袭上游计量点的气质分析数据作为流量计量的依据。

为此对于多气源、远距离输送的天然气, 应在尽可能靠近各个计量点的合理位置增设具有代表性的样气采集装置。
(2)取样点的位置。为了保证取到的样气能够真正代表被测气体的气质特征, 取样点应该设在平直管道的上部;管内的固、液杂质不易聚集的位置;流场条件相对稳定的位置;须保证取到的样气是处于流动状态下的气体。因此, 安装取样装置时, 应尽可能避开分离器、除尘器、过滤器、调压阀、单向阀、汇管、弯头及低洼管道等流态干扰元件和杂质聚散区域。
3.取样技术
为保证所采集样气的真实性和代表性, 在样气的采集或运输过程中应避免雾化、凝析及其他杂质掺入, 因此须针对气源中部分组分的露点高低、CO2 及H2S 含量多少等情况,在吹扫法、容器抽空法、封液置换法中进行合理选择;另外对取样探头、导管、接头、盛样容器及其他辅助设备都应该严格按照有关要求进行设计、制造、安装和维护使用, 必要时还应对样气进行分离、干燥或重新采集。
4.取样周期
目前, 国内绝大部分计量点普遍采用定点周期取样方法(连续定值取样法及在线色谱分析法尚未得以广泛应用), 而在确定取样周期的问题上又缺乏足够的依据, 因此具体执行过程中就出现了一月、一季、半年、一年甚至终身不变等情况。对气源没有发生变化并且气质相当稳定的场合缺乏实效;对气质变化较大的场合则无法准确计量。另外, 对于既定周期内的取样也还存在着使用日期大大滞后于取样日期的问题。假设是9 月3 日取出的第四季度气样, 在经路途返回、仪器的维护检查、具体分析、报告打印、数据发送等过程之后, 计量点能够真正使用到新的气质参数已是10 月下旬了;其次, 还应注意这种现象, 即目前大小输气管线已渐成管网、相互交错, 再加上气量调配系统日趋完善, 今天可能南气北调、东进西出, 明天又可能恰恰相反, 对某一具体计量点,也许此时作为进气气源, 而彼时又可能成为供气对象, 实质上这也是一种气源本身的变化, 对这种情况, 化验部门往往束手无策。
因此建议:①相关技术标准或规范应就不同的用气目的(比如科学实验、内部交接、贸易计量等)、气质特点(包括烃类组分的稳定程度、非烃类气体的含量高低)以及气井的生产和气量调配等情况对天然气的气质分析周期作出切实、具体规定;②在被测流量较大或人员素质较高、技术经济条件较好的地方应推广使用连续定值取样方法或气体在线色谱分析技术。

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