CN211926930U - 天然气计量评价系统 - Google Patents

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CN211926930U CN201922239141.XU CN201922239141U CN211926930U CN 211926930 U CN211926930 U CN 211926930U CN 201922239141 U CN201922239141 U CN 201922239141U CN 211926930 U CN211926930 U CN 211926930U
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闫文灿
徐�明
裴勇涛
林亮
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Abstract

本发明提出一种天然气计量评价系统，包括流量计量装置和流量计算机；所述流量计量装置包括流量计、温度变送器、压力变送器、气相色谱分析仪器，所述流量计、温度变送器、压力变送器、气相色谱分析仪器分别测量天然气的流量、温度、压力和气体组份；流量计算机通过采集现场测量值来计算，计算出系统不确定度，用系统不确定度对现场计量系统的测量精度进行评价。本发明通过调用天然气物性计算动态计算调用库和测量不确定度计算调用库来计算计量系统计算方法核验和系统不确定度，其计算方法核验结果与实际测量结果进行比较，直接得出现场计量系统计算偏差；而测量不确定度计算的结果可以直接评价现场计量系统的测量精度高低。

Description

天然气计量评价系统
技术领域
本发明涉及一种评价系统，具体的说是一种天然气计量评价系统。
背景技术
天然气作为一种优质、高效、清洁的低碳能源和化工原料已成为世界能源应用的重要发展趋势。进入21世纪以来，我国天然气消费量迅速增加，由2012年的1509亿立方米增长到2014年的1884亿立方米。根据《中华人民共和国国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》的总体要求，为扩大天然气利用规模，促进天然气产业有序、健康发展，发展改革委、能源局组织编制了《天然气发展“十二五”规划》。加快天然气产业发展，提高天然气在一次能源消费中的比重，对我国调整能源结构、提高人民生活水平、促进节能减排、应对气候变化具有重要的战略意义。未来20年我国的天然气需求增长速度将明显超过煤炭和石油，预计到2020年，天然气在能源需求总量中所占比重将超过10％，需求量预计达到2517 亿立方米。随着天然气贸易量的快速增长，国际天然气交易日益频繁，天然气的计量越来越受到贸易双方关注和重视。为了适应天然气贸易高压、大流量、高准确度计量发展方向的需要，先后有超声波流量计、涡轮流量计、涡街流量计、科利奥利流量计、标准孔板流量计等多种不同类型的天然气流量计被应用于天然气贸易交接和过程计量的计量系统中。
中国石化实施“天然气大发展”战略以来，建设完成了川气东送管道、榆济天然气管道、青岛LNG，开工建设广西LNG、天津LNG、中原和金坛储气库等重点项目，逐步在全国范围内构成了以“两线三区”为主体的供气市场。天然气开发方面，加快推进重点产能建设工程，强化普光等老气田管理，合理调整营销策略，扩大经营总量，提高经济效益；页岩气开发方面，涪陵一期50亿方产能建设高效推进，投产井日产水平均超设计方案，形成大发展的良好局面。2014年中国石化生产天然气约202.88亿立方米，同比增长8.5％，销售天然气183.1亿立方米，同比增长8.7％，天然气市场区域扩大到全国20多个省市，天然气已成为新的经济增长点。在中国石化新建天然气管道和LNG等重点项目中，超声流量计已成为主要的交接计量仪表被广泛应用。2014年，中国石化主要天然气管道企业在用高压天然气计量系统中的天然气流量计将近800台。
目前国内天然气计量系统中，一次仪表如流量计、温度变送器、压力变送器、差压变送器、气相色谱分析仪等普及程度已经相当高，二次仪表如流量计算机、体积计算仪等普及程度也越来越高，绝大部分天然气贸易交接单位都能对针一次仪表开展有效的的周期性溯源/ 检定工作，但是在二次仪表检定方面，由于没有强制检定范畴，相当一部分二次仪表都没有进行有效的周期性检定。
典型的天然气计量系统中，一次仪表的计量器具配置、一次仪表管理、流量计算机的组态参数配置都会影响整个天然气计量系统的测量精度。目前无论国内对整个天然气计量系统进行整体评价主要指导性规程为GBT 35186-2017《天然气计量系统性能评价》，但是由于没有纳入强制性检定，基本上没有执行评价工作，用户层面主要关注一次仪表周期性检定和贸易输差，也没有相应的评价系统或者执行规范。
发明内容
针对上述技术问题，本发明提出一种天然气计量评价系统，包括设置在天然气管道内的流量计量装置和设置在天然气管道外的流量计算机；所述流量计量装置包括流量计、温度变送器、压力变送器、气相色谱分析仪器，所述流量计、温度变送器、压力变送器、气相色谱分析仪器作为一次测量仪表分别测量天然气的流量、温度、压力和气体组份；所述流量计算机作为二次计量仪表，通过采集现场一次计量仪表的测量值来计算，计算出系统不确定度，用系统不确定度对现场计量系统的测量精度进行评价，不确定度越大，现场计量系统的测量精度越差。
进一步的，还包括设置在天然气管道内的工况瞬时流量计，所述工况瞬时流量计采集天然气管道内的工况瞬时流量；所述流量计算机作为二次计量仪表，通过采集现场一次计量仪表的测量值来计算，还计算出标况瞬时流量，用标况瞬时流量与工况瞬时流量进行比对，从而得到现场计量系统的流量偏差。
进一步的，所述流量计为超声流量计、或涡轮流量计、或腰轮流量计、或质量流量计、或涡街流量计，所述不确定度包括体积流量不确定度、压力不确定度、温度不确定度、压缩因子不确定度；
所述不确定度公式为：
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000021
逐项分析各参数的不确定度，式中：
ur(qs,s)为工况体积流量不确定度；从流量计设备的铭牌上读出。
ur(ps)为工况压力不确定度；从流量计设备的铭牌上读出。
ur(Ts)为工况温度不确定度；从流量计设备的铭牌上读出。
ur(Zs)为工况压缩因子不确定度；从流量计设备的铭牌上读出。
ur(pf)为标况压力不确定度；
ur(Tf)为标况温度不确定度；
ur(Zsf)为标况压缩因子不确定度；
所述不确定度公式中的不确定度函数来自于标准表法气体流量标准装置体积流量的计算公式，所述标准表法气体流量标准装置体积流量的计算公式为：
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000031
式中：—流量计标准条件下的标准体积流量；
—流量计工况条件下的体积流量；所述天然气管道中设有工况流量计装置，所述工况流量计装置包括工况流量计，流量计工况条件下的体积流量来自于工况流量计的测量值；
—标准条件下的压力，取常数，101.325kPa；
—标准条件下的温度，取常数，20摄氏度；
—标况条件下的压缩因子；
—流量计工况条件下的压力；所述天然气管道中设有工况流量计装置，所述工况流量计装置包括工况压力变送器，流量计工况条件下的压力来自于工况压力变送器的测量值；
—流量计工况条件下的温度；所述天然气管道中设有工况流量计装置，所述工况流量计装置包括工况温度变送器，流量计工况条件下的温度来自于工况温度变送器的测量值；
—流量计工况条件下的压缩因子；流量计处压缩因子按照AGA NO.8报告中的方法进行计算得出，AGA NO.8报告中的方法是一种公知技术，在此不在累述；
进一步的，所述流量计为音速喷嘴和孔板流量计，所述不确定度包括界流文丘里喷嘴喉部截面积不确定度、流出系数不确定度、临界流函数不确定度、滞止压力不确定度、气体常数不确定度、滞止温度不确定度；
单只临界流文丘里喷嘴参与流量测量时，计量系统的质量流量测量不确定度公式为：
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000032
计量系统测量得到的质量流量计算公式为：
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000033
逐项分析各参数的不确定度。
进一步的，还包括交换机，所述流量计、温度变送器、压力变送器、气相色谱分析仪器分别与交换机连接，通过TCP/IP协议进行数据交换，所述流量计算机与交换机连接，通过TCP/IP协议采集流量计、温度变送器、压力变送器、气相色谱分析仪器中的数据。
进一步的，还包括PLC可编程逻辑控制器、通讯网络和诊断终端，所述流量计、温度变送器、压力变送器、气相色谱分析仪器分别与PLC可编程逻辑控制器连接，通过TCP/IP协议进行数据交换，所述通讯网络负责PLC可编程逻辑控制器和诊断终端之间的网络通讯，所述流量计算机与诊断终端连接，通过TCP/IP协议采集流量计、温度变送器、压力变送器、气相色谱分析仪器中的数据。
各个计量系统计算方法核验系统不确定度评价计算，在计算过程中均调用天然气物性计算动态计算调用库来计算。
几种流量计的瞬时流量和累积流量计算方法如下：
1)超声流量计流速计算
气体超声流量计是由流量计表体、电子元件及微处理器系统、超声换能器等构成的流量计量器具。超声换能器通常沿管壁安装，且直接同气体接触，并承受气体的压力。由一个超声换能器发射的超声波脉冲被另一个超声换能器所接收，反之亦然。在某些流量计中采用了反射声道，此时声波脉冲在管壁上经一次或多次反射。
超声脉冲穿过管道如同渡船渡过河流。如果气体没有流动，声波将以相同速度向两个方向传播。当管道中的气体流速不为零时，沿气流方向顺流传播的脉冲将加快速度，而逆流传播的脉冲将减慢。因此，相对于没有气流的情况，顺流传播的时间tD将缩短，逆流传播的时间tU会增长，这两个传播时间都由电子部件进行测量。根据这两个传播时间，可以计算测得的流速
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000041
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000042
式中：
V——气体的平均流速，单位为米每秒(m/s)；
L——声道长度，单位为米(m)；
X——声道距离，单位为米(m)；
tU——声脉冲逆流传播的时间，单位为秒(s)；
tD——声脉冲顺流传播的时间，单位为秒(s)。
2)超声流量计瞬时工况流量计算
在多声道气体超声流量计中，超声换能器有多种布置形式。声道可以相互平行，也可能是其它取向。流量计可以沿两个或多个倾斜弦线直接传播声波或经反射传播声波。用于将各个声道的测量值合成为平均流速的方法也随流量计的特定结构而变化。特别值得一提的是，并非所有方法都要使用前述的k系数计算平均流量。
在多声道气体超声流量计中，根据一系列不连续的y值计算
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000051
由于V可以表示为：
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000052
此处是沿声道(弦线横向位置为Y)方向的平均流速，采用适当的数字积分技术，如高斯积分方法，可对上式积分。这样，就可根据每一声道的
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000055
计算出轴向平均流速V的近似值。其表达式如下：
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000053
这里
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000054
是与所用积分技术有关的权重系数，yi是超声换能器的弦线横向位置。这是一种广泛使用的数字积分技术，在流量计中有多种方式能实现这种技术。所选择的声道位置应能使权重系数作为常数处理，而不要求对速度分布做假设，但这取决于所用的方法。
轴向平均流速与流通面积A的乘积是工作条件下的体积流量qf：
qf＝VA ………………(23)
流量计是用超声传播原理和数字积分技术设计制造的，按式(5)测出的值是工作条件下的天然气流量。在标准参比条件下的流量应根据在线实测的气流静压和温度，按气体状态方程进行计算。
3)超声流量计标准参比条件下的瞬时流量计算
在多声道气体超声流量计中，超声换能器有多种布置形式。声道可以相互平行，也可能是其它取向。流量计可以沿两个或多个倾斜弦线直接传播声波或经反射传播声波。用于将各个声道的测量值合成为平均流速的方法也随流量计的特定结构而变化。特别值得一提的是，并非所有方法都要使用前述的k系数计算平均流量。
在多声道气体超声流量计中，根据一系列不连续的y值计算
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000061
由于V可以表示为：
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000062
此处是沿声道(弦线横向位置为Y)方向的平均流速，采用适当的数字积分技术，如高斯积分方法，可对上式积分。这样，就可根据每一声道的
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000063
计算出轴向平均流速V的近似值。其表达式如下：
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000064
这里
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000065
是与所用积分技术有关的权重系数，yi是超声换能器的弦线横向位置。这是一种广泛使用的数字积分技术，在流量计中有多种方式能实现这种技术。所选择的声道位置应能使权重系数作为常数处理，而不要求对速度分布做假设，但这取决于所用的方法。
轴向平均流速与流通面积A的乘积是工作条件下的体积流量qf：
qf＝VA ………………(26)
流量计是用超声传播原理和数字积分技术设计制造的，按式(5)测出的值是工作条件下的天然气流量。在标准参比条件下的流量应根据在线实测的气流静压和温度，按气体状态方程进行计算。
4)超声流量计标准参比条件下的累积流量计算
流量计标准参比条件下的瞬时流量按下式计算：
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000071
式中：qn——标准参比条件下的瞬时流量，单位为立方米每小时(m3/h)；
qf——工作条件下的瞬时流量，单位为立方米每小时(m3/h)；
Pn——标准参比条件下的绝对压力，其值为0.101325MPa；
Pf——工作条件下的绝对静压力，单位为兆帕(MPa)；
Tn——标准参比条件下的热力学温度，其值为293.25K；
Tf——工作条件下的热力学温度，单位为开尔文(K)；
Zn——标准参比条件下的压缩因子，按GB/T17747计算得出；
Zf——工作条件下的压缩因子，按GB/T17747计算得出。
4.涡轮流量计量系统计算模型
典型的涡轮计量系统由涡轮流量计、温度变送器、压力变送器、气相色谱分析仪器和流量计算机组成，其中涡轮流量计、温度变送器、压力变送器、气相色谱分析仪器作为一次测量仪表分别测量天然气的工况流量、温度、压力和气体组份，流量计算机作为二次计量仪表，通过采集现场一次计量仪表的测量值来计算天然气的工况压缩因子和标况压缩因子，从而计算得到天然气的瞬时标况流量。
涡轮流量计量系统主要使用的规程规范如下：
JJG 1037涡轮流量计检定规程
GB_T 21391-2008用气体涡轮流量计测量天然气流量
ISO 9951 Measurement of Gas Flow in Closed Conduits–Turbine Meters
1)涡轮流量计瞬时工况流量计算
涡轮流量计是在管道中被测量气流作用下叶轮受力旋转，其叶轮转速与气体体积流量成函数关系的测量设备，测量通过流量计的气体流量是基于测量叶轮的旋转产生的脉冲数得到的。
涡轮流量计体积流量由下式计算：
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000081
式中：qV－涡轮流量计体积流量，立方米每小时(m3/h)。
按式(8)测出的值是工作条件下的天然气流量。在标准参比条件下的流量应根据在线实测的气流静压和温度，按气体状态方程进行计算。
2)涡轮流量计标准参比条件下的瞬时流量计算
流量计标准参比条件下的瞬时流量按下式计算：
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000082
式中：qn——标准参比条件下的瞬时流量，单位为立方米每小时(m3/h)；
qf——工作条件下的瞬时流量，单位为立方米每小时(m3/h)；
Pn——标准参比条件下的绝对压力，其值为0.101325MPa；
Pf——工作条件下的绝对静压力，单位为兆帕(MPa)；
Tn——标准参比条件下的热力学温度，其值为293.25K；
Tf——工作条件下的热力学温度，单位为开尔文(K)；
Zn——标准参比条件下的压缩因子，按GB/T17747计算得出；
Zf——工作条件下的压缩因子，按GB/T17747计算得出。
3)涡轮流量计标准参比条件下的累积流量计算
标准参比条件下的累积流量按下式计算：
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000083
式中：Qn——标准参比条件下在t0至t一段时间内的累积量，单位为立方米(m3)；
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000084
——对t0至t时间段的积分；
dt——时间的积分增量。
5.腰轮流量计量系统计算模型
典型的腰轮计量系统由腰轮流量计、温度变送器、压力变送器、气相色谱分析仪器和流量计算机组成，其中腰轮流量计、温度变送器、压力变送器、气相色谱分析仪器作为一次测量仪表分别测量天然气的工况流量、温度、压力和气体组份，流量计算机作为二次计量仪表，通过采集现场一次计量仪表的测量值来计算天然气的工况压缩因子和标况压缩因子，从而计算得到天然气的瞬时标况流量。
腰轮流量计量系统主要使用的规程规范如下：
SY_T 6660-2006用旋转容积式气体流量计测量天然气流量
JJG 633-2005气体容积式流量计
3.EN 12480 64_e_stfGas meters-Rotary displacement gas meters
1)腰轮流量计瞬时工况流量计算
腰轮流量计是典型的容积式流量计，腰轮流量计是在管道中被测量气流作用下转子受力旋转，其叶轮转速与气体体积流量成函数关系的测量设备，测量通过流量计的气体流量是基于测量转子的旋转产生的脉冲数得到的。
腰轮流量计体积流量由下式计算：
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000091
式中：qV－腰轮流量计体积流量，立方米每小时(m3/h)。
按式(8)测出的值是工作条件下的天然气流量。在标准参比条件下的流量应根据在线实测的气流静压和温度，按气体状态方程进行计算。
2)腰轮流量计标准参比条件下的瞬时流量计算
流量计标准参比条件下的瞬时流量按下式计算：
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000101
式中：qn——标准参比条件下的瞬时流量，单位为立方米每小时(m3/h)；
qf——工作条件下的瞬时流量，单位为立方米每小时(m3/h)；
Pn——标准参比条件下的绝对压力，其值为0.101325MPa；
Pf——工作条件下的绝对静压力，单位为兆帕(MPa)；
Tn——标准参比条件下的热力学温度，其值为293.25K；
Tf——工作条件下的热力学温度，单位为开尔文(K)；
Zn——标准参比条件下的压缩因子，按GB/T17747计算得出；
Zf——工作条件下的压缩因子，按GB/T17747计算得出。
3)腰轮流量计标准参比条件下的累积流量计算
标准参比条件下的累积流量按下式计算：
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000102
式中：Qn——标准参比条件下在t0至t一段时间内的累积量，单位为立方米(m3)；
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000103
——对t0至t时间段的积分；
dt——时间的积分增量。
6.涡街流量计量系统计算模型
与超声流量计、涡轮流量计和腰轮流量计类似，涡街流量计是典型的速度式流量计，典型的涡街计量系统由涡街流量计、温度变送器、压力变送器、气相色谱分析仪器和流量计算机组成，其中涡街流量计、温度变送器、压力变送器、气相色谱分析仪器作为一次测量仪表分别测量天然气的工况流量、温度、压力和气体组份，流量计算机作为二次计量仪表，通过采集现场一次计量仪表的测量值来计算天然气的工况压缩因子和标况压缩因子，从而计算得到天然气的瞬时标况流量。
涡街流量计量系统主要使用的规程规范如下：
JJG 1029-2007涡街流量计
GB_T 25922-2010封闭管道中流体流量的测量用安装在充满流体的圆形截面管道中的涡街流量计测量流量的方法
ISO TR12764:1997Measurement of fluid flow in closed conduits—Flowrate measurement by means of vortex shedding
1)涡街流量计瞬时工况流量计算
涡街流量计是在管道中被测量气流作用下产生漩涡，其漩涡产生的频率与气体体积流量成函数关系的测量设备，测量通过流量计的气体流量是基于测量叶轮的旋转产生的脉冲数得到的。
当流体通过由螺旋形叶片组成的旋涡发生器(见图1)后，流体被迫绕着发生体轴剧烈旋转，形成旋涡。当流体进入扩散段时，旋涡流受到回流的作用，开始作二次旋转，形成陀螺式的涡流进动现象。该进动频率与流量大小成正比，不受流体物理性质和密度的影响。检测元件测得流体二次旋转进动频率，就知道了流量。而且能在较宽的流量范围内获得良好的线性度。流量计算式为：
K＝f/q ………………(34)
式中：K——流量仪表系数l/m3；
f——旋涡频率Hz
q——体积流量m3/h
流量计的仪表系数在一定的结构参数和规定的雷诺数范围内与流体的温度、压力、组分和物性(密度、粘度)无关。
按式(11)测出的值是工作条件下的天然气流量。在标准参比条件下的流量应根据在线实测的气流静压和温度，按气体状态方程进行计算。
2)涡街流量计标准参比条件下的瞬时流量计算
流量计标准参比条件下的瞬时流量按下式计算：
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000121
式中：qn——标准参比条件下的瞬时流量，单位为立方米每小时(m3/h)；
qf——工作条件下的瞬时流量，单位为立方米每小时(m3/h)；
Pn——标准参比条件下的绝对压力，其值为0.101325MPa；
Pf——工作条件下的绝对静压力，单位为兆帕(MPa)；
Tn——标准参比条件下的热力学温度，其值为293.25K；
Tf——工作条件下的热力学温度，单位为开尔文(K)；
Zn——标准参比条件下的压缩因子，按GB/T17747计算得出；
Zf——工作条件下的压缩因子，按GB/T17747计算得出。
3)涡街流量计标准参比条件下的累积流量计算
标准参比条件下的累积流量按下式计算：
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000122
式中：Qn——标准参比条件下在t0至t一段时间内的累积量，单位为立方米(m3)；
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000123
——对t0至t时间段的积分；
dt——时间的积分增量。
7.孔板流量计量系统计算模型
标准孔板流量计是由刚才我们看到的标准孔板、孔板夹持装置和取压管路、前后直管段、差压变送器、表压变送器、温度变送器及流量计算机组成，流量计算机作为二次计量仪表，通过采集现场一次计量仪表的测量值来计算天然气的工况压缩因子和标况压缩因子，从而计算得到天然气的瞬时标况流量。
孔板流量计量系统主要使用的规程规范如下：
1.SYT6143-2004用标准孔板流量计测量天然气流量
2.GBT 21446-2008用标准孔板流量计测量天然气流量
3.ISO 5167 Orifice
1)孔板流量计瞬时工况流量计算
孔板流量计的测量原理很简单，就是当空气流经标准孔板时，会在孔板上游侧与下游侧产生差压，空气流量愈大，产生的差压愈大，由差压与流量的关系，通过测量差压即可确定空气流量的大小。
那么具体来说，标准孔板流量计的流量计算公式是这样的，并且实际上所有的标准差压式流量计都遵循该计算公式：
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000131
在这里，
qm—质量流量，kg/s；
C—流出系数，无量纲；
β—标准孔板开孔直径与上游管道内径之比，简称直径比，无量纲；
ε—可膨胀性系数，无量纲；
d—标准孔板开孔直径，m；
Δp—差压，Pa；
ρ1—工况条件下上游取压口处的空气密度，kg/m3。
2)孔板流量计标准参比条件下的瞬时流量计算
在天然气条件下推导出的流量计算实用公式如下：
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000132
按式(8)测出的值是工作条件下的天然气流量。在标准参比条件下的流量应根据在线实测的气流静压和温度，按气体状态方程进行计算。
3)孔板流量计标准参比条件下的累积流量计算
标准参比条件下的累积流量按下式计算：
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000141
式中：Qn——标准参比条件下在t0至t一段时间内的累积量，单位为立方米(m3)；
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000142
——对t0至t时间段的积分；
dt——时间的积分增量。
8.喷嘴流量计量系统计算模型
典型的标准喷嘴计量系统由标准喷嘴、温度变送器、压力变送器、气相色谱分析仪器和流量计算机组成，其中标准喷嘴、温度变送器、压力变送器、气相色谱分析仪器作为一次测量仪表分别测量天然气的工况流量、温度、压力和气体组份，流量计算机作为二次计量仪表，通过采集现场一次计量仪表的测量值来计算天然气的工况压缩因子和标况压缩因子，从而计算得到天然气的瞬时标况流量。
标准喷嘴流量计量系统主要使用的规程规范如下：
ISO 9300-2005用临界流文丘里喷嘴测量气体流量
GB_T 21188-2007用临界流文丘里喷嘴测量气体流量
JJG 620-2008临界流文丘里喷嘴检定规程
BS EN ISO 5167.3-2003用插入圆截面管道中的压差装置测量流体流量.喷嘴和文杜利喷嘴
1)临界流文丘利喷嘴瞬时工况质量流量计算
临界流文丘利喷嘴计量时的理论质量流量由下式计算：
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000143
式中：A－喷嘴喉部面积，立方米(m3)；
C*－临界流函数；
p0－喷嘴喉部处滞止压力，兆帕(MPa)；
T0－喷嘴喉部处滞止温度，开(K)。
2)临界流文丘利喷嘴瞬时工况体积流量计算
临界流文丘利喷嘴体积量由下式计算：
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000144
式中：qV－临界流文丘利喷嘴体积流量，立方米每小时(m3/h)；
Z0－喷嘴喉部处滞止状态天然气压缩因子。
3)临界流文丘利喷标准参比条件下的瞬时流量计算
流量计标准参比条件下的瞬时流量按下式计算：
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000151
式中：qn——标准参比条件下的瞬时流量，单位为立方米每小时(m3/h)；
qf——工作条件下的瞬时流量，单位为立方米每小时(m3/h)；
Pn——标准参比条件下的绝对压力，其值为0.101325MPa；
Pf——工作条件下的绝对静压力，单位为兆帕(MPa)；
Tn——标准参比条件下的热力学温度，其值为293.25K；
Tf——工作条件下的热力学温度，单位为开尔文(K)；
Zn——标准参比条件下的压缩因子，按GB/T17747计算得出；
Zf——工作条件下的压缩因子，按GB/T17747计算得出。
4)临界流文丘利喷标准参比条件下的累积流量计算
标准参比条件下的累积流量按下式计算：
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000152
式中：Qn——标准参比条件下在t0至t一段时间内的累积量，单位为立方米(m3)；
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000153
——对t0至t时间段的积分；
dt——时间的积分增量。
9科里奥利流量计量系统计算模型
科里奥利流量计为质量流量计，典型的科里奥利计量系统由科里奥利流量计、温度变送器、压力变送器、气相色谱分析仪器和流量计算机组成，其中科里奥利流量计、温度变送器、压力变送器、气相色谱分析仪器作为一次测量仪表分别测量天然气的工况流量、温度、压力和气体组份，流量计算机作为二次计量仪表，通过采集现场一次计量仪表的测量值来计算天然气的工况压缩因子和标况压缩因子，从而计算得到天然气的瞬时标况流量。
科利奥利流量计量系统主要使用的规程规范如下：
SYT 6659-2006用科里奥利质量流量计测量天然气流量
JJG 1038-2008科里奥利质量流量计检定规程
ISO 10790:2015gives guidelines for the selection,installation,calibration,performance,and operation of Coriolis flowmeters for themeasurement of mass flow and density
1)科里奥利流量计瞬时工况流量计算
流量计是一种直接而精密地测量流体质量流量的新颖仪表，以结构主体采用两根并排的 U形管，让两根管的回弯部分相向微微振动起来，则两侧的直管会跟着振动，即它们会同时靠拢或同时张开，即两根管的振动是同步的，对称的。科里奥利流量计是在管道中被测量气流作用下测量管相向震动，其两个测量管震动相位差与气体体积流量成函数关系的测量设备，测量通过流量计的气体流量是基于测量管之间的相位差数得到的。
科里奥利流量计体瞬时积流量由下式计算：
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000161
式中：qm－科里奥利流量计质量流量，千克每小时(kg/h)。
按式(21)测出的值是工作条件下的天然气质量流量。在瞬时体积流量和标准参比条件下的流量应根据在线实测的气流静压、温度和组份进行计算。
2)科里奥利流量计工作条件下的瞬时流量计算
科里奥利流量计工作条件下的瞬时流量按下式计算：
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000162
式中：qm——工作条件下的瞬时质量流量，单位为千克每小时(kg/h)；
qf——工作条件下的瞬时体积流量，单位为立方米每小时(m3/h)；
ρf——工作条件下条件下的密度，其值为千克每立方米(kg/m3)。
3)科里奥利流量计标准参比条件下的瞬时流量计算
科里奥利流量计流量计标准参比条件下的瞬时流量按下式计算：
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000163
式中：qm——工作条件下的瞬时质量流量，单位为千克每小时(kg/h)；
qn——标准参比条件下的瞬时体积流量，单位为立方米每小时(m3/h)；
ρn——标准参比条件下条件下的密度，其值为千克每立方米(kg/m3)。
4)科里奥利流量计标准参比条件下的累积流量计算
标准参比条件下的累积流量按下式计算：
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000171
式中：Qn——标准参比条件下在t0至t一段时间内的累积量，单位为立方米(m3)；
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000172
——对t0至t时间段的积分；
dt——时间的积分增量。
本发明工作原理：通过调用天然气物性计算动态计算调用库和测量不确定度计算调用库来计算计量系统计算方法核验和系统不确定度，其计算方法核验结果与实际测量结果进行比较，直接得出现场计量系统计算偏差；而测量不确定度计算的结果可以直接评价现场计量系统的测量精度高低。
在系统中选择所要评价的系统类型，选择现场计量设备的型号和精度等级后，输入现场工况条件，如温度、压力和天然气组份，软件自动计算得到该种类型天然气计量系统的标况瞬时流量计算结果和系统不确定度，通过和被测流量计量系统的测量结果比较可以得到被测计量系统与理论计量结果的相对偏差，从而评价出被测计量系统的计算精度和测量不确定度。
本发明系统通过研究超声流量计、涡轮流量计、孔板流量计、喷嘴流量计、旋进漩涡流量计、科里奥利流量计以及腰轮流量计的为主体的计量系统计算方法和不确定度评估方法，结合天然气物性参数，可以直接对不同类型的天然气计量系统进行核验和评价。
附图说明
图1为本发明天然气计量评价系统网络架构图。
具体实施方式
实施例1：一种天然气计量评价系统，包括设置在天然气管道内的流量计量装置和设置在天然气管道外的流量计算机；所述流量计量装置包括流量计、温度变送器、压力变送器、气相色谱分析仪器，所述流量计、温度变送器、压力变送器、气相色谱分析仪器作为一次测量仪表分别测量天然气的流量、温度、压力和气体组份；所述流量计算机作为二次计量仪表，通过采集现场一次计量仪表的测量值来计算，计算出系统不确定度，用系统不确定度对现场计量系统的测量精度进行评价，不确定度越大，现场计量系统的测量精度越差。
进一步的，还包括设置在天然气管道内的工况瞬时流量计，所述工况瞬时流量计采集天然气管道内的工况瞬时流量；所述流量计算机作为二次计量仪表，通过采集现场一次计量仪表的测量值来计算，还计算出标况瞬时流量，用标况瞬时流量与工况瞬时流量进行比对，从而得到现场计量系统的流量偏差。
进一步的，所述流量计为超声流量计、或涡轮流量计、或腰轮流量计、或质量流量计、或涡街流量计，所述不确定度包括体积流量不确定度、压力不确定度、温度不确定度、压缩因子不确定度；
所述不确定度公式为：
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000181
逐项分析各参数的不确定度，式中：
ur(qs,s)为工况体积流量不确定度；
ur(ps)为工况压力不确定度；
ur(Ts)为工况温度不确定度；
ur(Zs)为工况压缩因子不确定度；
ur(pf)为标况压力不确定度；
ur(Tf)为标况温度不确定度；
ur(Zsf)为标况压缩因子不确定度；
所述不确定度公式中的不确定度函数来自于标准表法气体流量标准装置体积流量的计算公式，所述标准表法气体流量标准装置体积流量的计算公式为：
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000182
式中：—流量计标准条件下的标准体积流量；
—流量计工况条件下的体积流量；所述天然气管道中设有工况流量计装置，所述工况流量计装置包括工况流量计，流量计工况条件下的体积流量来自于工况流量计的测量值；
—标准条件下的压力，取常数，101.325kPa；
—标准条件下的温度，取常数，20摄氏度；
—标况条件下的压缩因子；
—流量计工况条件下的压力；所述天然气管道中设有工况流量计装置，所述工况流量计装置包括工况压力变送器，流量计工况条件下的压力来自于工况压力变送器的测量值；
—流量计工况条件下的温度；所述天然气管道中设有工况流量计装置，所述工况流量计装置包括工况温度变送器，流量计工况条件下的温度来自于工况温度变送器的测量值；
—流量计工况条件下的压缩因子；流量计处压缩因子按照AGA NO.8报告中的方法进行计算得出，AGA NO.8报告中的方法是一种公知技术，在此不在累述；
以超声流量计、涡轮流量计、腰轮流量计、质量流量计和涡街流量计不确定度分析为例
超声流量计、涡轮流量计、腰轮流量计、质量流量计和涡街流量计计算方法类似，以涡轮流量计量系统为例，气体流量测量系统由1台涡轮流量计、1台温度变送器、1台压力变送器和1台气体组份分析仪组成。
在流量测量过程中，取单台涡轮流量计的流量测量不确定度作为流量标准器的流量测量不确定度。
标准表法气体流量标准装置体积流量的计算公式如式(48)所示：
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000191
式中:qs,f—涡轮流量计标准条件下的标准体积流量；
qs,s—涡轮流量计工况条件下的体积流量；
pf—标准条件下的压力，取常数，101.325kPa；
Tf—标准条件下的温度，取常数，20摄氏度；
zf—标况条件下的压缩因子；
ps—涡轮流量计工况条件下的压力；
Ts—涡轮流量计工况条件下的温度；
zs—涡轮流量计工况条件下的压缩因子。
采用JJF 1059.1-2012《测量不确定度评定与表示》中的方法和式(48)计算得出涡轮流量计量系统的流量测量不确定度如式(49)所示：
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000192
逐项分析各参数的不确定度：
(1)涡轮流量计体积流量的不确定度
典型情况下，以涡轮流量计量系统的涡轮流量计溯源于南京分站次级流量计量系统为例，经以往校准报告得知测量误差的的不确定度均优于0.24％；置信概率均为95％，包含因子k＝2：
涡轮流量计体积流量的相对扩展不确定度为Ur(qs,s)＝0.24％，k＝2。
涡轮流量计体积流量的相对标准不确定度为：ur(qs,s)＝0.12％。
(2)涡轮流量计处压力的不确定度
涡轮流量计处的压力测量不确定主要源于压力变送器，涡轮流量计处的压力变送器以 Rosemount公司生产的型号为3051S的压力变送器为例，其最大允许误差为±0.025％，按均匀分布。
涡轮流量计处压力的相对标准不确定度为：
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000201
(3)涡轮流量计处温度的不确定度
涡轮流量计处的温度测量不确定度主要源于温度变送器，涡轮流量计处温度变送器以 Rosemount公司生产的型号为3144P的温度变送器为例，其温度测量的扩展不确定度为0.05℃(k＝2)，换算至绝对温度为0.05K，常用温度为293.15K。
涡轮流量计处温度的相对标准不确定度为：
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000202
(4)涡轮流量计处压缩因子的不确定度
涡轮流量计处压缩因子按照AGA NO.8报告中的方法进行计算得出，其相对扩展不确定度为0.1％(k＝2)。
涡轮流量计处压缩因子的相对标准不确定度为：
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000203
因为计算方法相同，因此涡轮流量计在工况和标况条件下的压缩因子不确定度取工况条件，标况条件不作重复计算，取值为0。
涡轮流量计在标况下的温度和压力为常数，不确定度为0.
综合以上，计量系统体积流量的不确定度如表1：
表1涡轮流量计量系统体积流量不确定度评定统计表
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000204
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000211
涡轮流量计量系统体积流量的相对扩展不确定度为：Ur(qv)＝Ur(qs,f)＝0.29％，k＝2。
实施例2：一种天然气计量评价系统，包括设置在天然气管道内的流量计量装置和设置在天然气管道外的流量计算机；所述流量计量装置包括流量计、温度变送器、压力变送器、气相色谱分析仪器，所述流量计、温度变送器、压力变送器、气相色谱分析仪器作为一次测量仪表分别测量天然气的流量、温度、压力和气体组份；所述流量计算机作为二次计量仪表，通过采集现场一次计量仪表的测量值来计算，计算出系统不确定度，用系统不确定度对现场计量系统的测量精度进行评价，不确定度越大，现场计量系统的测量精度越差。
进一步的，还包括设置在天然气管道内的工况瞬时流量计，所述工况瞬时流量计采集天然气管道内的工况瞬时流量；所述流量计算机作为二次计量仪表，通过采集现场一次计量仪表的测量值来计算，还计算出标况瞬时流量，用标况瞬时流量与工况瞬时流量进行比对，从而得到现场计量系统的流量偏差。
进一步的，所述流量计为音速喷嘴和孔板流量计，所述不确定度包括界流文丘里喷嘴喉部截面积不确定度、流出系数不确定度、临界流函数不确定度、滞止压力不确定度、气体常数不确定度、滞止温度不确定度；
单只临界流文丘里喷嘴参与流量测量时，计量系统的质量流量测量不确定度公式为：
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000212
计量系统测量得到的质量流量计算公式为：
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000213
逐项分析各参数的不确定度。
临界流文丘里喷嘴或孔板流量计组成的气体流量计量系统，计算方法相同，取单只喷嘴的质量流量测量不确定度作为计量系统的测量不确定度。
单只临界流文丘里喷嘴参与流量测量时，计量系统的质量流量测量不确定度可以表示为：
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000221
计量系统测量得到的质量流量计算公式为：
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000222
逐项分析各参数的不确定度：
⑴界流文丘里喷嘴喉部截面积的不确定度：
计量系统临界流文丘里喷嘴在计量系统的数据处理系统中，临界流喷嘴喉部截面积是作为常数参与流量计算的，其数值本身不存在系统误差；用于计算喉部截面积的喉部直径，采用在南京分站校准采用的标称直径，这样才能保证南京分站提供的流出系数能够准确可靠的对测量质量流量进行修正。但实际测量过程中，喉部截面积是随着压力、温度变化而变化的，测量管道内的介质组分每次测量过程中也不完全一致，对质量流量的测量结果产生一定影响。
喷嘴喉部直径随温度、压力变化的简化计算公式为：
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000223
根据上述公式很容易得到压力、温度不同，喷嘴喉径变化值的计算公式为：
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000224
式中——d为标称喉径；
β为钢的线膨胀系数，数值为10.5×10-6mm/(mm·℃)；
E为钢的杨氏模量，数值为1.94×1011N/m2；
t为喷嘴壁厚。
根据南京分站的测试数据，临界流喷嘴的测试压力分别为5.5、6.0、6.5MPa，分站通常工作压力为(6.2～6.4)MPa；临界流喷嘴的测试温度为(12～14)℃,分站通常工作温度为(5～ 20)℃。可以计算得到喷嘴喉径变化最大值：
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000231
则喷嘴喉部截面积的变化值最大值为：
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000232
按均匀分布，喷嘴喉部截面积的扩展不确定度为：
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000233
所以喷嘴喉部截面积的相对不确定度为：
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000234
经过估算喷嘴喉部截面积的相对不确定度为：ur(A)＝0.015％；
⑵流出系数的不确定度：
典型情况下，临界流文丘里喷嘴气体流量计量系统的临界流文丘里喷嘴的流出系数溯源于南京分站“mt”法气体流量计量系统，经以往校准报告得知流出系数的不确定度均优于0.15％；置信概率均为95％，包含因子k＝2。其量值溯源的测试数据详见临界流文丘里喷嘴的校准证书：
所以，临界流文丘里喷嘴气体流量计量系统临界流文丘里喷嘴喉径喷嘴流出系数溯源不确定度均优于
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000236
临界流文丘里喷嘴气体流量计量系统的数据处理系统采用线性拟合法，内插计算喷嘴的流出系数，通过计算喷嘴喉部的雷诺数来确定参与计算的流出系数数值。
根据喷嘴报告中提供的检测过程中每只喷嘴对应雷诺数下的流出系数，可以确定流出系数与雷诺数的关系。
喷嘴喉部雷诺数的计算公式为：
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000235
天然气动力粘度是与温度和气体组分相关的参数，相关资料给出其计算结果的不确定度估计在0.75％，但在流量测量过程中，其灵敏度系数非常小，
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000241
由此引起的质量流量测量变化可以忽略不计。
临界流文丘里喷嘴流出系数的不确定度为：
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000246
⑶临界流函数的不确定度：
临界流函数是关于滞止压力、滞止温度和气体组分的函数。其数值受温度、压力影响很小，灵敏度系数如下：
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000242
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000243
可以忽略滞止压力、滞止温度对临界流函数的影响，其不确定度主要来源于用气体组分计算临界流函数的数学模型。计量系统的数据处理系统中采用的是AGA-NO.8报告提供的状态方程对其进行计算，其理想状态方程是没有误差的，但实际气体计算结果的偏差为 0.05％，按均匀分布，临界流函数的扩展不确定度为：
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000244
⑷滞止压力的不确定度：
临界流文丘里喷嘴上游入口处的滞止压力是用压力变送器测量得到的喷嘴入口处的静止压力，通过热力学公式计算得到的，其计算公式为：
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000245
等熵指数是由工况压力、温度以及测量得到的天然气组分确定的；马赫数则是通过喷嘴标称体积流量和上游入口处的管道直径计算得到，这两个参数对滞止压力的计算结果影响约为0.002％，可以忽略其影响，认为滞止压力不确定度主要来源于喷嘴上游入口处的压力测量不确定度。
压力测量的不确定度主要来源于表压变送器加绝压大气压力变送器之和，表压变送器选用的Rosemount公司生产的型号为3051S的压力变送器，经调试及现场检定，其示值误差优于0.025％，绝压大气压力变送器选用的Rosemount公司生产的型号为3051C，其示值误差优于0.05％，考虑到实际使用压力大约为大气压的50倍以上，因此绝压变送器不确定度最大贡献值小于0.05％/50＝0.001％,按均匀分布，则滞止压力的扩展不确定度为：
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000251
⑸气体常数的不确定度：
通用气体常数在数据处理系统中作为常数引入，在参与计算的过程中，其数值没有发生变化，可以认为通用气体常数不存在误差；气体的摩尔质量是根据天然气组分计算出来的，在检测过程中，天然气的组分由在线色谱分析得到，摩尔质量测量准确性为0.1％，按均匀分布，得到气体常数的相对不确定度为：
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000252
⑹滞止温度的不确定度：
临界流文丘里喷嘴上游入口处的滞止温度是用温度变送器测量得到的静止压力，通过热力学公式计算得到的，其计算公式为：
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000253
由等熵指数和马赫数两个参数的误差引入的滞止温度计算结果误差在0.004％，可以认为滞止温度的不确定度主要来源于静止温度测量不确定度，温度变送器的示值误差优于 0.1K，常用工作温度为293.15K，按均匀分布滞止温度的扩展不确定度为：
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000254
综合以上，计量系统的流量测量不确定度如下表：
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000255
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000261
临界流文丘里气体流量计量系统质量流量测量的不确定度优于：
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000262
置信概率为95％，包含因子取k＝2。
实施例3：
如图1所示，一种天然气计量评价系统，包括设置在天然气管道内的流量计量装置和设置在天然气管道外的流量计算机6；所述流量计量装置包括流量计1、温度变送器2、压力变送器3、气相色谱分析仪器4，所述流量计1、温度变送器2、压力变送器3、气相色谱分析仪器4作为一次测量仪表分别测量天然气的流量、温度、压力和气体组份；所述流量计算机作为二次计量仪表，通过采集现场一次计量仪表的测量值来计算，计算出系统不确定度，用系统不确定度对现场计量系统的测量精度进行评价，不确定度越大，现场计量系统的测量精度越差。
进一步的，还包括设置在天然气管道内的工况瞬时流量计，所述工况瞬时流量计采集天然气管道内的工况瞬时流量；所述流量计算机作为二次计量仪表，通过采集现场一次计量仪表的测量值来计算，还计算出标况瞬时流量，用标况瞬时流量与工况瞬时流量进行比对，从而得到现场计量系统的流量偏差。
进一步的，还包括交换机5，所述流量计1、温度变送器2、压力变送器3、气相色谱分析仪器4分别与交换机5连接，通过TCP/IP协议进行数据交换，所述流量计算机6与交换机5连接，通过TCP/IP协议采集流量计1、温度变送器2、压力变送器3、气相色谱分析仪器4 中的数据并进行计算系统不确定度和标况瞬时流量。
进一步的，还包括PLC可编程逻辑控制器7、通讯网络8和诊断终端9，所述流量计1、温度变送器2、压力变送器3、气相色谱分析仪器4分别与PLC可编程逻辑控制器7连接，通过TCP/IP协议进行数据交换，所述通讯网络8负责PLC可编程逻辑控制器7和诊断终端9 之间的网络通讯，所述流量计算机6与诊断终端9连接，通过TCP/IP协议采集流量计1、温度变送器2、压力变送器3、气相色谱分析仪器4中的数据并进行计算系统不确定度和标况瞬时流量。
进一步的，所述流量计为超声流量计、或涡轮流量计、或腰轮流量计、或质量流量计、或涡街流量计，所述不确定度包括体积流量不确定度、压力不确定度、温度不确定度、压缩因子不确定度；
所述不确定度公式为：
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000271
逐项分析各参数的不确定度，式中：
ur(qs,s)为工况体积流量不确定度；
ur(ps)为工况压力不确定度；
ur(Ts)为工况温度不确定度；
ur(Zs)为工况压缩因子不确定度；
ur(pf)为标况压力不确定度；
ur(Tf)为标况温度不确定度；
ur(Zsf)为标况压缩因子不确定度；
所述不确定度公式中的不确定度函数来自于标准表法气体流量标准装置体积流量的计算公式，所述标准表法气体流量标准装置体积流量的计算公式为：
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000272
式中：qs,f—流量计标准条件下的标准体积流量；
qs,s—流量计工况条件下的体积流量；所述天然气管道中设有工况流量计装置，所述工况流量计装置包括工况流量计，流量计工况条件下的体积流量来自于工况流量计的测量值；
pf—标准条件下的压力，取常数，101.325kPa；
Tf—标准条件下的温度，取常数，20摄氏度；
zf—标况条件下的压缩因子；
ps—流量计工况条件下的压力；所述天然气管道中设有工况流量计装置，所述工况流量计装置包括工况压力变送器，流量计工况条件下的压力来自于工况压力变送器的测量值；
Ts—流量计工况条件下的温度；所述天然气管道中设有工况流量计装置，所述工况流量计装置包括工况温度变送器，流量计工况条件下的温度来自于工况温度变送器的测量值；
zs—流量计工况条件下的压缩因子；流量计处压缩因子按照AGA NO.8报告中的方法进行计算得出，AGA NO.8报告中的方法是一种公知技术，在此不在累述；
进一步的，所述流量计为音速喷嘴和孔板流量计，所述不确定度包括界流文丘里喷嘴喉部截面积不确定度、流出系数不确定度、临界流函数不确定度、滞止压力不确定度、气体常数不确定度、滞止温度不确定度；
单只临界流文丘里喷嘴参与流量测量时，计量系统的质量流量测量不确定度公式为：
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000281
计量系统测量得到的质量流量计算公式为：
Figure DEST_PATH_GDA0002661640270000282
逐项分析各参数的不确定度。

Claims (6)

1.一种天然气计量评价系统，其特征在于：包括设置在天然气管道内的流量计量装置和设置在天然气管道外的流量计算机；所述流量计量装置包括流量计、温度变送器、压力变送器、气相色谱分析仪器，所述流量计、温度变送器、压力变送器、气相色谱分析仪器作为一次测量仪表分别测量天然气的流量、温度、压力和气体组份；所述流量计算机作为二次计量仪表，通过采集现场一次计量仪表的测量值来计算，计算出系统不确定度，用系统不确定度对现场计量系统的测量精度进行评价，不确定度越大，现场计量系统的测量精度越差。
2.根据权利要求1所述的天然气计量评价系统，其特征在于：还包括设置在天然气管道内的工况瞬时流量计，所述工况瞬时流量计采集天然气管道内的工况瞬时流量；所述流量计算机作为二次计量仪表，通过采集现场一次计量仪表的测量值来计算，还计算出标况瞬时流量，用标况瞬时流量与工况瞬时流量进行比对，从而得到现场计量系统的流量偏差。
3.根据权利要求1所述的天然气计量评价系统，其特征在于：所述流量计为超声流量计、或涡轮流量计、或腰轮流量计、或质量流量计、或涡街流量计，所述不确定度包括体积流量不确定度、压力不确定度、温度不确定度、压缩因子不确定度；
所述不确定度公式为：
Figure DEST_PATH_FDA0002661640260000011
逐项分析各参数的不确定度，式中：
ur(qs,s)为工况体积流量不确定度；
ur(ps)为工况压力不确定度；
ur(Ts)为工况温度不确定度；
ur(Zs)为工况压缩因子不确定度；
ur(pf)为标况压力不确定度；
ur(Tf)为标况温度不确定度；
ur(Zsf)为标况压缩因子不确定度；
所述不确定度公式中的不确定度函数来自于标准表法气体流量标准装置体积流量的计算公式，所述标准表法气体流量标准装置体积流量的计算公式为：
Figure DEST_PATH_FDA0002661640260000012
式中：qs,f—流量计标准条件下的标准体积流量；
qs,s—流量计工况条件下的体积流量；所述天然气管道中设有工况流量计装置，所述工况流量计装置包括工况流量计，流量计工况条件下的体积流量来自于工况流量计的测量值；
pf—标准条件下的压力，取常数，101.325kPa；
Tf—标准条件下的温度，取常数，20摄氏度；
zf—标况条件下的压缩因子；
ps—流量计工况条件下的压力；所述天然气管道中设有工况流量计装置，所述工况流量计装置包括工况压力变送器，流量计工况条件下的压力来自于工况压力变送器的测量值；
Ts—流量计工况条件下的温度；所述天然气管道中设有工况流量计装置，所述工况流量计装置包括工况温度变送器，流量计工况条件下的温度来自于工况温度变送器的测量值；
zs—流量计工况条件下的压缩因子；流量计处压缩因子按照AGA NO.8报告中的方法进行计算得出，AGA NO.8报告中的方法是一种公知技术，在此不在累述。
4.根据权利要求1所述的天然气计量评价系统，其特征在于：所述流量计为音速喷嘴和孔板流量计，所述不确定度包括界流文丘里喷嘴喉部截面积不确定度、流出系数不确定度、临界流函数不确定度、滞止压力不确定度、气体常数不确定度、滞止温度不确定度；
单只临界流文丘里喷嘴参与流量测量时，计量系统的质量流量测量不确定度公式为：
Figure DEST_PATH_FDA0002661640260000021
计量系统测量得到的质量流量计算公式为：
Figure DEST_PATH_FDA0002661640260000022
逐项分析各参数的不确定度。
5.根据权利要求1所述的天然气计量评价系统，其特征在于：还包括交换机，所述流量计、温度变送器、压力变送器、气相色谱分析仪器分别与交换机连接，通过TCP/IP协议进行数据交换，所述流量计算机与交换机连接，通过TCP/IP协议采集流量计、温度变送器、压力变送器、气相色谱分析仪器中的数据。
6.根据权利要求1所述的天然气计量评价系统，其特征在于：还包括PLC可编程逻辑控制器、通讯网络和诊断终端，所述流量计、温度变送器、压力变送器、气相色谱分析仪器分别与PLC可编程逻辑控制器连接，通过TCP/IP协议进行数据交换，所述通讯网络负责PLC可编程逻辑控制器和诊断终端之间的网络通讯，所述流量计算机与诊断终端连接，通过TCP/IP协议采集流量计、温度变送器、压力变送器、气相色谱分析仪器中的数据。
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