Счётчик газа ротационный РСГ «Дельта Сигнал»

Счётчик газа ротационный РСГ «Дельта Сигнал»

Счётчики «Дельта Сигнал» предназначены для измерения объёма природного газа и других неагрессивных сухих газов на газораспределительных станциях, газораспределительных пунктах, котельных и других узлах учёта газа с целью его коммерческого учёта. Счётчики выполнены для горизонтальной и вертикальной установки в трубопроводе с диаметрами условного прохода 40, 50, 80 и 100 мм .

Для приведения расхода газа к стандартным условиям счётчик может быть оснащен корректорами объема газа БК, ЕК260, SEVC-D (Corus), ELCOR, СПГ741, СПГ761 и другими по выбору потребителя. Счётчик обеспечивает взрывозащищенность при подключении электронных корректоров, которые прошли аттестацию на взрывобезопасность в установленном порядке и имеют соответствующие сертификаты по взрывозащищенности.

Принцип действия и способ измерения

Принцип действия счётчика «Дельта Сигнал» заключается в повторяющемся вытеснении объёма газа из полостей, образованных роторами. Проходящий через счётчик поток газа заставляет вращаться роторы, расположенные в измерительной камере счётчика. Вследствие того, что оси роторов соединены между собой зубчатыми колёсами синхронизатора, они вращаются синхронно, вытесняя на выход счётчика определенный объём газа за один оборот.

Вращение роторов через редуктор и газонепроницаемую магнитную муфту передается на роликовый счётный механизм. Таким образом, один поворот системы роторов соответствует передаче определенного объёма газа с входа счётчика на его выход.

Технические характеристики

Уровень и вид взрывозащиты в зависимости от исполнения — 0ExiaIICT6/T5.
Вид климатического исполнения счётчика — C4 по ГОСТ 12997.
Температура окружающей среды от –30 до +60 °С.
Счетчик является неремонтируемым в условиях эксплуатации изделием. Ремонт осуществляется в условиях предприятия-изготовителя или в нашем сервисном центре, имеющим на это разрешение предприятия-изготовителя.
Погрешность измерения не более 1 % в диапазоне 0,1Qmax—Qmax.
Максимальный динамический диапазон 1:200.

Динамические характеристики для счётчиков Ду 40 мм

Диапазон измерений Qmin/Qmax

Порог чувствительности, м³/час

Потеря давления Р, мбар

1 имп. НЧ LFСyblе Sensor, м³/имп.

Частота ВЧ при Qmax, Гц

Циклический объем, дм³

Динамические характеристики для счётчиков Ду 50—100 мм

Типоразмер

G16

G25

G40

G65

G100

G160

G250

Диапазон измерений Qmin/Qmax

Порог чувствительности, м³/час

Потеря давления Р, мбар

1 имп. НЧ LFСyblе Sensor, м³/имп.

Частота СЧ при Qmax, Гц

Частота ВЧ при Qmax, Гц

Циклический объем, дм³

Габаритно-присоединительные размеры

Габаритные размеры, мм

Присоединительные размеры

Кол-во отв., шт.

Размер резьбы

Резьбовое соединение G1"

Резьбовое соединение G1"

Резьбовое соединение G1"

Номенклатурный ряд

Максимальный
диапазон расходов

Варианты монтажа

4 возможных положения одного и того же счетчика: горизонтально слева-направо, справа-налево и вертикально сверху-вниз и снизу-вверх

Примечание: Когда счетчик устанавливается с горизонтальным правым положением входа, то встроенные гильзы для датчиков температуры могут быть смонтированы с обеих сторон счетчика. Оси роторов счетчика должны быть в горизонтальном положении, максимальный допустимый наклон оси ±5° (±0,5° для счетчиков с Ду 40 мм ).

Счетчик устанавливается на свое место после окончания гидравлических испытаний трубопровода. Перед установкой счетчика трубопровод должен быть высушен и очищен изнутри. Рекомендуется избегать подсоединения счетчика с использованием переходников требующих применение тефлоновой ленты, так как имеется вероятность попадания частиц тефлона в измерительную камеру счетчика.

При монтаже счетчиков для уплотнения фланцевых соединений рекомен-дуется применять уплотнительные прокладки из паронита ПМБ ГОСТ 481. Уплотнительные прокладки должны иметь ровные, без "бахромы" края по внутреннему и наружному контуру. Установку уплотнительных прокладок следует производить таким образом, чтобы они не выступали во внутренний диаметр трубопровода.

Для крепления счетчика необходимо использовать болты М16. Длину болтов следует выбирать таким образом, чтобы обеспечить ввинчивание их в монтажные резьбовые отверстия, выполненные в корпусе счетчика на глубину от 16 до 22 мм . Резьбу болтов необходимо предварительно смазать техническим вазелином или солидолом. Не допускается использовать болты с поврежденной резьбой.

Не допускается вести монтаж счетчика между непараллельными фланцами трубопровода. Для задержки твердых частиц, образовавшихся после проведения ремонтных либо монтажных работ на трубопроводе необходимо устанавливать перед счетчиком фильтр. Рекомендуемая степень фильтрации — не менее 100 мкм.

При установке счетчика следует проконтролировать, чтобы направление потока газа в трубопроводе совпадало с направлением стрелки на корпусе счетчика. Фильтр устанавливается на входе счетчика между ответным фланцем трубопровода и входным фланцем счетчика и двумя уплотнительными прокладками. Установка фильтра является временной мерой и по истечении примерно месяца эксплуатации счетчика после монтажа в трубопровод, либо после выполнения ремонтных работ на трубопроводе, данный фильтр необходимо демонтировать.

После демонтажа фильтра следует произвести его очистку и промывку. Впоследствии данный фильтр необходимо устанавливать перед счетчиком всякий раз после выполнения, каких либо монтажных или ремонтных работ на участке трубопровода до счетчика. Не рекомендуется использование волосяных фильтров газа.

Если газ содержит конденсирующиеся примеси (вода, углеводороды), располагайте счетчик на вертикальном участке трубопровода при направлении потока газа сверху вниз. При использовании в системе автоматических отсечных клапанов во избежание возникновения при срабатывании отсечного элемента ударной нагрузки, которая может привести к повреждению роторов, счетчик следует располагать до отсечного клапана.

В газопроводах с давлением до 1,6 МПа рекомендуется схема установки, приведенная на рисунке ниже. Наличие вентиля 2 является обязательным. Он позволяет отключить счетчик в случае его повреждения, облегчает ввод счетчика в эксплуатацию в протяженных или сложных газопроводах. При отсутствии байпаса допускается вместо счетчика использовать проставку.

1 — трубопровод;
2, 4 — изолирующие вентили до и после счетчика;
3 — счетчик;
5 — байпас;
6 — изолирующий вентиль байпаса;
7 — два патрубка с заглушками под гильзы термопреобразователя корректора объема газа и образцового термометр.

Ротационный счетчик «Дельта Сигнал» не требует соблюдения прямых участков газопровода до и после счетчика для его нормального функционирования. Счетчик может быть установлен в непосредственной близости от фильтра, запорного устройства или регулятора давления газа. Внутренний диаметр трубопровода на входе и выходе счетчика должен соответствовать значениям, приведенными в таблице.

МЕТОДИКА ИЗМЕРЕНИЯ ДЛЯ КОМПЛЕКСОВ ИЗМЕРЕНИЯ ОБЪЕМА ГАЗА С ДИАФРАГМЕННЫМИ СЧЕТЧИКАМИ. МЕТРОЛОГИЧЕСКИЕ И ПРАКТИЧЕСКИЕ ВОПРОСЫ ЕЕ ПРИМЕНЕНИЯ

11 июля 2017

В соответствии со структурой системы газоснабжения и учета газа большое количество узлов учета газа применяется на третьем уровне, когда значение рабочих расходов газа не превышает 100 м3/ч, а значение давления не превышает 0,005 МПа (рис. 1)

В эту группу попадают коллективные узлы учета газа, применяемые для коммерческих и технологических нужд, например подомовые и кустовые узлы учета, узлы учета у небольших коммунальных потребителей, а также индивидуальные приборы учета у частных лиц.

В качестве индивидуальных узлов учета у частных лиц применяются счетчики газа различных типов. Наибольший опыт эксплуатации у диафрагменных счетчиков газа, которые отличаются точностью измерения объема газа, энергонезависимостью, надежностью работы и простотой обслуживания. С учетом того, что счетчики газа могут быть установлены на улице или в неотапливаемом помещении, рекомендуется применять диафрагменные счетчики газа с механической или электронной температурной коррекцией. При учете газа на подомовых и кустовых узлах учета, у коммунальных потребителей, а также при расходе газа более 10 м3/ч у частных лиц необходимо применять измерительные комплексы с коррекцией по температуре.

Рис. 1. Третий уровень системы газоснабжения и учета газа

В данных комплексах, состоящих из счетчика газа и температурного корректора, для вычисления стандартного объема газа используется измеренная температура газа и подстановочные значения давления и коэффициента сжимаемости газа

Наиболее часто применяются измерительные комплексы СГ-ТК, модификация СГ-ТК-Д на базе диафрагменного счетчика газа ВК с температурным корректором ТС220 (ранее ТС210 и ТС215). Также раньше иногда использовались отдельные диафрагменные счетчики газа с другими типами корректоров и вычислителей.

Согласно Федеральному закону РФ №102-ФЗ «Об обеспечении единства измерений», ст. 9, «измерения должны осуществляться в соответствии с аттестованными в установленном порядке методиками. Порядок разработки и аттестации методик выполнения измерений определяется Госстандартом России». В связи с этим была разработана, утверждена и применялась методика измерений для комплексов СГ-ТК с температурными корректорами ТС210 и ТС215. Для узлов учета с другими типами счетчиков газа и температурными корректорами необходимо было аттестовывать отдельные методики измерений.

Введение в действие в 2013 году нового документа – ГОСТ Р 8.741–2011 «Объем природного газа. Общие требования к методикам измерений» – внесло некоторые изменения в существующую практику.

Требования ГОСТ Р 8.741–2011 распространяются как на вновь создаваемые, так и на реконструированные узлы учета газа. То есть узлы учета газа с установленными ранее измерительными комплексами при истечении срока поверки любого средства измерения, входящего в состав узла учета газа, должны пройти процедуру подтверждения соответствия требованиям данного стандарта. Все утвержденные и вновь разрабатываемые методики измерения должны соответствовать требованиям данного стандарта, включая и погрешность узла учета газа, в зависимости от их производительности. Пункт 7.1 данного стандарта регламентирует измерение объема природного газа, приведенного к стандартным условиям, с погрешностью не выше 3% при расходе до 1 тыс. м3/ч.

Все диафрагменные счетчики газа, выпускаемые в нашей стране и ввозимые из-за рубежа, были сертифицированы в соответствии с действующим стандартом ГОСТ Р 50818, который устанавливает для диафрагменных счетчиков газа следующие пределы допускаемой относительной погрешности измерения рабочего объема газа при нормальных условиях при выпуске из производства:

При проведении пересчета рабочего объема газа, измеренного таким счетчиком, к стандартному объему газа с учетом измеренного значения температуры газа и измеренного/подстановочного значения давления газа мы получаем погрешность измерения объема газа в стандартных условиях в нижнем поддиапазоне более 3%.

Фактически оказалось, что все узлы учета на базе диафрагменных счетчиков газа не соответствуют требованиям п. 7.1 нового ГОСТ Р 8.741–2011, что привело к необходимости их модернизации или замены.

На момент выхода данного стандарта комплексы СГ-ТК, модификация СГ-ТК-Д на базе диафрагменного счетчика газа ВК, имели пределы допускаемой относительной погрешности 3,2 и 1,7% – в зависимости от поддиапазона расхода.

Для разрешения возникшего противоречия были проведены дополнительные испытания, а также выполнен детальный анализ протоколов поверки диафрагменных счетчиков газа ВК, применяемых в составе комплексов СГ-ТК-Д. Данный анализ показал, что реальные характеристики счетчиков газа ВК существенно лучше и погрешность счетчиков газа ВК меньше заявленных в описании типа значений погрешности 3,0 и 1,5% в зависимости от поддиапазона. При отсутствии более жестких требований счетчики газа ВК были сертифицированы в соответствии с требованиями к точности, приведенными в ГОСТ Р 50818. За 20 лет, прошедшие с момента первой сертификации и выпуска первых модификаций данных счетчиков, были улучшены характеристики точности и надежности за счет применения новых материалов и оптимизации конструкции. Технология производства также была модернизирована. В настоящий момент более 95% счетчиков газа ВК при выпуске из производства имеют погрешность, не превышающую 2,0% в нижнем поддиапазоне расхода.

Теперь, после появления ГОСТ Р 8.741–2011 с новыми требованиями к пределу погрешности, действительные точностные характеристики счетчиков газа ВК будут браться в расчет.

С учетом проведенных работ и по результатам испытаний была осуществлена новая сертификация комплексов СГ-ТК (Свидетельство об утверждении типа средств измерений RU.C.29.151.A №52834). Для комплексов СГ-ТК на базе диафрагменных счетчиков газа ВК был разработан новый документ «Методика измерений комплексами для измерения количества газа СГ-ТК модификации СГ-ТК-Д» (Свидетельство об аттестации методики измерений №181-560-01.00270-2013).

В соответствии с описанием типа комплекса СГ-ТК и данной методикой для изготовления измерительных комплексов СГ-ТК-Д отбираются диафрагменные счетчики газа ВК, предел допускаемой относительной погрешности которых по протоколу поверки не превышает 2,1% в нижнем поддиапазоне расхода и 1,5% в верхнем поддиапазоне расхода. Погрешность изготовленных на базе данных счетчиков измерительных комплексов СГ-ТК-Д равна:

В соответствии с методикой измерений комплексами СГ-ТК модификации СГ-ТК-Д расширенная неопределенность составляет:

В процессе эксплуатации измерительных комплексов СГ-ТК-Д в соответствии с методикой измерений могут возникнуть вопросы, связанные с установкой подстановочного значения давления в корректоре ТС220. Так, п. 10.5 данной методики требует, чтобы подстановочное значение абсолютного давления в температурном корректоре корректировалось, если отклонение абсолютного давления газа от текущего подстановочного значения выходит за пределы ±2,5%.

При этом решающими являются три фактора:

• чем измеряется давление;
• как измеряется давление;
• способ изменения подстановочного значения давления в корректоре ТС220.

Рассмотрим эти факторы подробнее.

Чем измеряется давление

Датчик давления может измерять избыточное или абсолютное давление газа.

В случае использования в качестве средства измерения датчика абсолютного давления вопросов по определению абсолютного давления не возникает.

В случае использования датчика избыточного давления фактическое – абсолютное давление газа в трубопроводе рассчитывается по показаниям датчика избыточного давления с учетом атмосферного давления. Атмосферное давление должно измеряться барометром, установленным в месте измерения избыточного давления.

Обычно вместо измеренного атмосферного давления к измеренному избыточному дав­лению прибавляют принятое как условно постоянное значение атмосферного давления.

Необходимо учитывать, что при малых значениях избыточного давления возрастает вклад неопределенности измерения атмосферного давления в суммарную стандартную неопределенность определения абсолютного давления, что приводит к необходимости частой корректировки принятого условно постоянного значения атмосферного давления.

Применять СИ абсолютного или определять абсолютное давление по результатам измерений избыточного и атмосферного давления рекомендуется в случае нарушения следующего условия:

где Раmaх и Раmin – наибольшее и наименьшее атмосферное давление в условиях эксплуатации узла учета газа;

Pmin – минимальное абсолютное давление газа в условиях эксплуатации узла учета газа;

U′p – относительная расширенная неопределенность измерения абсолютного давления (согласно ГОСТ Р 8.740–2011, таблица 7, не более 1,8%).

Оценка правильности принятия решения об использовании того или иного типа датчика давления производится на стадии проведения метрологической экспертизы проекта узла учета газа и на стадии его оценки на соответствие действующей методике измерений.

Измеренное/рассчитанное значение абсолютного давления сравнивается с установленным в корректоре ТС220. Подстановочное значение давления в корректоре ТС220 нужно изменять только при условии, если текущее значение подстановочного значения давления отклоняется от измеренного значения давления более чем на ±2,5%.

Как измеряется давление

Датчик по давлению устанавливается в соответствии с п. 5.2.7 Методики измерений на расстоянии от 1 до 3Ду после счетчика газа. Расстояние от точки отбора давления до ближайшего местного сопротивления должно быть не менее 1,5Ду.

Способ изменения подстановочного значения давления в корректоре газа

Вопрос изменения подстановочного значения давления можно решить несколькими способами:

Способ 1: Ручная установка значения давления.

При неисполнении п. 10.5 Методики измерений в присутствии заинтересованных сторон производится перепрограммирование корректора с установкой фактического значения абсолютного давления.

Способ 2: Интерактивная установка значения давления, измеренного датчиком на трубопроводе.

Рис. 2. Схема подключения для интерактивной установки значения давления в корректор ТС220

При установке на трубопроводе вблизи счетчика газа дополнительного датчика абсолютного давления (рис. 2) выходной сигнал датчика передается на дополнительный вход модифицированного коммуникационного модуля БПЭК. Микроконтроллер коммуникационного модуля периодически или по команде из диспетчерского центра опрашивает датчик давления и передает данные в диспетчерский центр в програм­мный комплекс «СОДЭК Газсеть». Программный комплекс «СОДЭК Газсеть» сравнивает полученное измеренное значение давления с текущим значением подстановочного давления, установленного в ТС220. Оператор видит сравнение измеренного и текущего подстановочного значений давления и может дать команду установить измеренное значение давления в корректор ТС220 как новое подстановочное значение давления. Датчик давления в данной системе является самостоятельным измерительным прибором и проходит поверку независимо от измерительного комплекса учета газа. При этом требования п. 10.2 Методики измерений выполняются.

Рис. 3. Схема подключения для автоматизированной установки значения давления в корректор ТС220

В качестве автоматизации предыдущего способа возможно автономное решение, когда выходной сигнал датчика абсолютного давления передается на дополнительный вход модифицированного коммуникационного модуля БПЭК (рис. 3), и измеренное значение давления автоматически устанавливается в корректор ТС220 как подстановочное значение и используется для вычисления коэффициента коррекции. Каждое изменение подстановочного давления в корректоре добавляет в архив две записи: значение до замены и значение после замены. Возможна реализация режима работы, когда подстановочное значение давления в корректоре ТС220 изменяется только при условии, что текущее значение подстановочного значения давления отклоняется от измеренного значения давления более чем на ±2,5%. При этом требования п. 10.2 Методики измерений выполняются.

Таким образом, в отношении соответствия требованиям узлов учета газа на базе диафрагменных счетчиков газа, применяемых на третьем уровне в качестве подомовых, кустовых узлов учета, узлов учета у коммунальных потребителей или у индивидуальных потребителей при расходах более 10 м3/ч, можно сказать следующее:

• выпускаемые в настоящее время измерительные комплексы СГ-ТК-Д на базе диафрагменного счетчика газа ВК с температурным корректором ТС220 полностью соответствуют требованиям ГОСТ Р 8.741–2011;
• выпускавшиеся до ноября 2013 года комплексы СГ-ТК-Д в настоящий момент не соответствуют требованиям п. 7.1 ГОСТ Р 8.741–2011. Если в состав комплекса входят корректоры ТС215 или ТС220, то по истечении срока межповерочного интервала счетчик газа ВК и корректор, входящие в состав такого комплекса СГ-ТК, должны быть поверены (погрешность счетчика газа ВК не должна превышать значение ±2,1%), и на их основе может быть создан новый комплекс СГ-ТК, соответствующий требованиям ГОСТ Р 8.741–2011. Если в состав комплекса входит корректор ТС210, то он требует замены, так как не входит в состав нового комплекса СГ-ТК модификации СГ-ТК-Д;
• для измерительных комплексов на базе диафрагменных счетчиков и температурных корректоров других типов необходимо разработать индивидуальные методики измерений в соответствии с требованиями ГОСТ Р 8.741–2011. При отсутствии таких методик эти комплексы подлежат замене.

Система защиты от плесени: конструкция, особенности, преимущества 16 ноября 2021 Полная версия статьи

Как правильно рассчитать расход газа (азота, кислорода, воздуха) на производстве и что такое нормальные метры кубические?

Для инженера, который будет заниматься подбором, к примеру, адсорбционной азотной станции, встанет вопрос: расход 130 метров кубических при нормальных условиях или при давлении 8 бар?

В первом случае инженер будет подбирать адсорбционную азотную станцию с производительностью 130 нм 3 /ч и рабочим давлением 8 бар, а во втором случае – будет производить перерасчет в нормальные метры кубические,

[Расход при нормальных условиях] = [Расход реальный] 130 м 3 /ч * [избыточное давление] 8 бар = 1040 нм 3 /ч

а потом производить подбор азотной станции с производительностью 1040 нм 3 /ч и рабочим давлением 8 бар.

Как Вы уже поняли, следствием такой ошибки может стать неправильно подобранная или, что хуже – приобретённая адсорбционная, мембранная или компрессорная станция. Поэтому очень важно помнить о различиях между расходом газа при нормальных условия и расходом газа при давлении.

Нормальный метр кубический (нм 3 ) – это метр кубический (м 3 ) газа при нормальных условиях. Под нормальными условиями принимают давление, равное 101 325 Паскаль (или 760 мм. рт. ст.) и температуру 0℃.

Как рассчитать реальный расход газа на Вашем производстве и не допустить ошибок в подборе оборудования?

Расскажу на примере реальной истории (Клиент поставил задачу просчитать азотную станцию для отказа от использования баллонов на производстве).

Следует понимать, что по таким исходным данным невозможно правильно рассчитать производительность азотной станции. Более того, недобросовестные продавцы и вовсе могут этим пользоваться и навязывать неподходящее по производительности оборудование! Таких случаев не мало и о них мы обязательно будем рассказывать в следующих статьях.

• Какое точное давление азота в ресиверах? (необходимо для расчета производительности в рабочую смену/сутки)
• Какое количество смен/часов в Вашем рабочем дне? (необходимо для просчета возможности использования азотной станции в нерабочее время).

• Закупка большого количества баллонов (более 100 шт. в сутки), затрата времени на манипуляции с подключением и отключением баллонов от системы подачи азота, раздутый штат грузчиков;
• Постоянные проверки и дорогое техническое обслуживание поднадзорных высокобарных ресиверов, объемом 10 м 3 .

Получив ответы на все необходимые вопросы, мы выяснили, что на производстве расходуется 2 ресивера азота в сутки, объемом 10 м 3 каждый, с давлением газа 150 бар. В сутках 2 рабочих смены по 8 часов, то есть 16 рабочих часов в день.

Благодаря полученной информации мы можем рассчитать реальный расход азота на производстве Клиента:

Расчет:

2 ресивера х 10 м 3 = 20 м 3 х 150 бар = 3000 м 3 / 16 часов = 187,5 нм 3 /ч.

Проанализировав эти данные, мы разработали техническое решение, позволяющее избавиться от необходимости закупки огромного количества дорогостоящего азота в баллонах, а также от использования поднадзорных ресиверов.

Нами была установлена адсорбционная азотная станция АВС-200А, производительностью 200 нм 3 /ч азота, с запасом на длину трубопроводов от азотной станции до точки потребления, исключающая просадки давления на магистрали. В составе станции были установлены воздушные и азотные ресиверы, не требующие регистрации в Ростехнадзоре (объем ресивера не более 0,9 м 3 , рабочее давление не более 10 бар).

Работа азотной станции полностью автоматизирована и не требует круглосуточного мониторинга оператором. После наполнения азотных ресиверов до максимального давления 8 бар азотная станция АВС-200А переходит в режим ожидания. В тот момент, когда давление в ресивере азота опускается ниже 7 бар, станция автоматически выходит на рабочий режим и работает до тех пор, пока максимальное давление не будет достигнуто (уровень минимального и максимального давления для включения азотной станции настраивается на панели оператора).

Это были основные вопросы и ошибки, которые возникают при определении расхода газа (азота, кислорода или воздуха) на производстве, а также одно из технических решений, позволяющее модернизировать производство и существенно сэкономить Клиенту в долгосрочной перспективе.

О том, как правильно рассчитать расход в случае, если потребление газа плавает в течение всего дня (пиковые нагрузки и спады) и о том, какие варианты компенсаций плавающего расхода существуют – мы расскажем в следующих статьях.

Объемный и массовый расход газа

Расход газа – это количество газа, прошедшего через поперечное сечение трубопровода за единицу времени. Вопрос в том, что принять за меру количества газа. В этом качестве традиционно выступает объем газа, а получаемый расход называют объемным. Не случайно чаще всего расход газа выражают в объемных единицах (см3/мин, л/мин, м3/ч и т.д.). Другой мерой количества газа является его масса, а соответствующий расход называется массовым. Он измеряется в массовых единицах (например, г/с или кг/ч), которые на практике встречаются значительно реже.

Как объем связан с массой, так и объемный расход связан с массовым через плотность вещества:
, где – массовый расход, – объемный расход, – плотность газа в условиях измерения (рабочие условия). Пользуясь этим соотношением, для массового расхода переходят к использованию объемных единиц (см3/мин, л/мин, м3/ч и т.д.), но с указанием условий (температуру и давление газа), определяющих плотность газа. В России применяют «стандартные условия» (ст.): давление 101,325 кПа (абс) и температура 20°С. Помимо «стандартных», в Европе используют «нормальные условия» (н.): давление 101,325 кПа (абс) и температура 0°С. В результате, получаются единицы массового расхода н.л/мин, ст.м3/ч и т.д.

Итак, расход газа бывает объемным и массовым. Какой из них следует измерять в конкретном применении? Как наглядно увидеть разницу между ними? Давайте рассмотрим простой эксперимент, где три расходомера последовательно установлены в магистраль. Весь газ, поступающий на вход схемы, проходит через каждый из трех приборов и выбрасывается в атмосферу. Утечек или накопления газа в промежуточных точках системы не происходит.

Источником сжатого воздуха является компрессора, от которого под давлением 0,5…0,7 бар (изб) газ подаётся на вход поплавкового ротаметра. Выход ротаметра подключен ко входу теплового регулятора расхода газа серии EL-FLOW, производства компании Bronkhorst. В нашей схеме именно он регулирует количество газа, проходящее через систему. Далее газ подаётся на вход второго поплавкового ротаметра, абсолютно идентичного первому. При задании расхода 2 н.л/мин с помощью расходомера EL-FLOW первый поплавковый ротаметр дает показания 1,65 л/мин, а второй – 2,1 л/мин. Все три расходомера дают различные показания, причем разница достигает 30%. Хотя через каждый прибор проходит одно и то же количество газа.

Попробуем разобраться. Какая мера количества газа в данной ситуации остается постоянной: объем или масса? Ответ: масса. Все молекулы газа, попавшие на вход в систему, проходят через нее и выбрасываются в атмосферу после прохождения второго поплавкового ротаметра. Молекулы как раз и являются носителями массы газа. При этом удельный объем (расстояние между молекулами газа) в разных частях системы изменяется вместе с давлением.

Здесь следует вспомнить, что газы сжимаемы, чем выше давление, тем меньше объем занимает газ (закон Бойля-Мариотта). Характерный пример: цилиндр емкостью 1 литр, герметично закрытый подвижным поршнем малого веса. Внутри него содержится 1 литр воздуха при давлении порядка 1 бар (абс). Масса такого объема воздуха при температуре равной 20°С составляет 1,205 г. Если переместить поршень на половину расстояния до дна, то объем воздуха в цилиндре сократится наполовину и составит 0,5 литра, а давление повысится до 2 бар (абс), но масса газа не изменится и по-прежнему составит 1,205 г. Ведь общее количество молекул воздуха в цилиндре не изменилось.

Возвратимся к нашей системе. Массовый расход (количество молекул газа, проходящих через любое поперечное сечение в единицу времени) в системе постоянен. При этом давление в разных частях системы отличается. На входе в систему, внутри первого поплавкового ротаметра и в измерительной части расходомера EL-FLOW давление составляет порядка 0,6 бар (изб). В то время, как на выходе EL-FLOW и внутри второго поплавкового ротаметра давление практически атмосферное. Удельный объем газа на входе ниже, чем на выходе. Получается, что и объемный расход газа на входе ниже, чем на выходе.

Эти рассуждения подтверждаются и показаниями расходомеров. Расходомер EL-FLOW измеряет и поддерживает массовый расход воздуха на уровне 2 н.л/мин. Поплавковые ротаметры измеряют объемный расход при рабочих условиях. Для ротаметра на входе это: давление 0,6 бар (изб) и температура 21°С; для ротаметра на выходе: 0 бар (изб), 21°С. Также понадобится атмосферное давление: 97,97 кПа (абс). Для корректного сравнения показаний объемного расхода, все показания должны быть приведены к одним и тем же условиям. Возьмем в качестве таковых «нормальные условия» расходомера EL-FLOW: 101,325 кПа (абс) и температура 0°С.

Пересчет показаний поплавковых ротаметров в соответствии с методикой поверки ротаметров ГОСТ 8.122-99 осуществляется по формуле:

, где Q – расход при рабочих условиях; Р и Т – рабочие давление и температура газа; Q_С – расход при условиях приведения; Рс и Тс – давление и температура газа, соответствующие условиям приведения.

Пересчет показаний ротаметра на входе к нормальным условиям по этой формуле даёт значение расхода 1,985 л/мин, а ротаметра на выходе – 1,990 л/мин. Теперь разброс показаний расходомеров не превышает 0,75%, что при точности ротаметров 3% ВПИ является отличным результатом.

Из приведенного примера видно, что объемный расход сильно зависит от рабочих условий. Мы показали зависимость от давления, но в той же мере объемный расход зависит и от температуры (закон Гей-Люссака). Даже в технологической схеме, имеющей один вход и один выход, где отсутствуют утечки и накопление газа, показания объемного расходомера будут сильно зависеть от конкретного места установки. Хотя массовый расход будет одним и тем же в любой точке такой схемы.

Хорошо понимать физику процесса. Но, все же, какой расходомер выбрать: объемного расхода или массового? Ответ зависит от конкретной задачи. Каковы требования технологического процесса, с каким газом необходимо работать, величина измеряемого расхода, точность измерений, рабочие температура и давление, особые правила и нормы, действующие в Вашей сфере деятельности, и, наконец, отведенный бюджет. Также следует учитывать, что многие расходомеры, измеряющие объемный расход, могут комплектоваться датчиками температуры и давления. Они поставляются вместе с корректором, который фиксирует показания расходомера и датчиков, а затем приводит показания расходомера к стандартным условиям.

Но, тем не менее, можно дать общие рекомендации. Массовый расход важен тогда, когда в центре внимания находится сам газ, и необходимо контролировать количество молекул, не обращая внимания на рабочие условия (температура, давление). Здесь можно отметить динамическое смешение газов, реакторные системы, в том числе каталитические, системы коммерческого учета газов.

Измерение объемного расхода необходимо в случаях, когда основное внимание уделяется тому, что находится в объеме газа. Типичные примеры – промышленная гигиена и мониторинг атмосферного воздуха, где необходимо проводить количественную оценку загрязнений в объеме воздуха в реальных условиях.