СПОСОБ УТОЧНЕННОЙ ОЦЕНКИ ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА ПРИРОДНОГО ГАЗА ПРИ ЕГО ТРАНСПОРТИРОВКЕ ПО ГАЗОТРАНСПОРТНОЙ СИСТЕМЕ
METHOD OF REFINED ESTIMATION OF QUALITY PARAMETERS OF NATURAL GAS DURING ITS TRANSPORTATION BY GAS TRANSPORT SYSTEM

Изобретение относится к области трубопроводного транспорта газа и направлено на совершенствование информационного обеспечения большой газотранспортной системы (ГТС). В принципе может быть применено к другим распределенным сетевым системам трубопроводов.
Предлагаемый способ относится к совокупным измерениям РМГ 29-201 [Государственная система обеспечения единства измерений. Метрология. Основные термины и определения, термин 4.21] показателей качества природного газа: концентрациям компонент ГОСТ 31369-2008 (ИСО 6976:1995) [Газ природный. Вычисление теплоты сгорания, плотности, относительной плотности и числа Воббе на основе компонентного состава], высшей теплоты сгорания, низшей теплоты сгорания, плотности, относительной плотности и числа Воббе [ГОСТ 31369-2008 (ИСО 6976:1995)], температуры точки росы по воде ГОСТ Р 53763-2009 [Газы горючие природные. Определение температуры точки росы по воде] и углеводородам.
Известна [RU 2580909 С2] система компаундирования высокосернистой нефти по нескольким направлениям перекачки смешанного потока. Изобретение относится к компаундированию нефти при двух и более направлениях транспортировки, содержащее установленный в каждом из нефтепроводов измеритель параметров потока нефти (расхода, плотности нефти), а также средства регулирования расхода нефти. В состав системы входят устройства для вычисления коэффициентов соотношения расходов нефти, качества нефти (содержание серы), контролер плана, выходы которого связаны с управляющими заслонками. Однако известное изобретение ориентировано на компаундирование жидкостей (нефтей), процессы смешения которых не являются неравновесными. В изобретении не учитывается вероятностная природа результатов измерений.
Известна [RU 2248031 С2] система управления процессом компаундирования нефтей по нескольким параметрам качества. Система относится к средствам автоматизации процессов транспортирования нефти по различным трубопроводам с разными параметрами качества нефти. Система содержит вычислительные и регулирующие устройства, позволяющие управлять компаундированием по содержанию серы, по плотности нефти, по содержанию хлористых солей, воды, а также по расходу продуктов. Известная система имеет целью регулирование жидкостных трубопроводов и не предполагает системную обработку совокупных взаимосвязанных измерений показателей качества.
Известны изобретения [RU 2158437 C1, RU 2270472 С2], относящиеся к последовательной перекачке и компаундированию нефтей. Изобретение [RU 2158437 С1], относится к средствам автоматизации и предназначено для использования в трубопроводном транспорте при перекачке нефти из нескольких трубопроводов в общую магистраль, по которой смесь нефтей транспортируется к потребителю. Технический результат - поддержание заданных показателей качества компаундированной нефти, обеспечение контроля давления в нефтепроводе с высокосернистой нефтью, поступающей в общую магистраль, обеспечение учета количества нефти, направляемой потребителю по общей магистрали, и количества высокосернистой нефти. Изобретение [RU 2270472 С2] относится к средствам автоматизации процессов транспортирования нефти по различным трубопроводам с разным качеством нефти и позволяет контролировать показатели качества смеси при объединении потоков. Эти изобретения имеют столь же существенные отличия от предлагаемого, как и упомянутые выше [RU 2580909 С2, RU 2248031 С2].
Известен способ [RU 2615092 С9] переработки природного газа с низкой теплотворной способностью. Способ предполагает осушку и очистку природного газа от примесей, криогенное раздвоение с целью извлечения гелия, азота и широкой фракции углеводородов. Способ заключается в том, что из исходного сырья выделяют гомологи метана и отправляют их на выработку товарных продуктов. Остаток отправляют на компаундирование с метаном. Однако известный способ не предполагает системные процедуры обработки совокупных взаимосвязанных измерений и учет вероятностной природы результатов измерений.
Изобретение [US 20010007915 А1] состоит в том, что при добавлении к природному газу этана или пропана изменяются молекулярный вес смеси и коэффициент сжимаемости и из-за этого снижается энергия, необходимая для перекачки смеси по трубопроводу. Оценена эффективность способа в пределах изменения термобарических параметров, при которых смесь остается в газообразном состоянии. Известное изобретение следует принимать во внимание при подготовке информации для расчетов показателей качества перекачиваемого продукта по ГТС (вычислении расходов флюида по всем газопроводам системы).
Способ и измерительный прибор [RU 2184367 С2] для определения состава многофазной жидкости. Изобретение относится к способу и измерительному прибору для определения состава многофазной жидкости путем пропускания через нее пучка фотонов. Конкретно изобретение относится к способу и измерительному прибору для определения состава многофазной жидкой смеси, выдаваемой одной или несколькими скважинами для добычи сырой нефти, где сырой нефти обычно сопутствует некоторое количество природного газа и/или воды. Известное изобретение может использоваться в дополнение к предлагаемому изобретению для решения вопросов модернизации системы метрологического обеспечения ГТС в случае, если с помощью предлагаемого изобретения будет выявлена целесообразность модернизации.
Известны телеметрические системы, относящиеся к разным областям техники. Например, изобретение [RU 2378509 С1] относится к промысловой геофизике и связано с системой передачи данных с забоя нефтяных и газовых скважин. Основными целями телеметрических систем являются повышение точности получаемой информации, увеличение скорости передачи информации в реальном времени и др. Однако не выявлены телеметрические системы, которые были бы основаны на предлагаемом способе или позволяли получить те же результаты, что и предлагаемый способ.
Сущность предлагаемого способа заключается в следующем.
ГТС транспортируют многокомпонентный флюид - природный газ, -поступающий из газовых и газоконденсатных месторождений, газоперерабатывающих заводов, подземных хранилищ, нефтяных месторождений (попутный газ) и др. В число компонент флюида входят метан, другие углеводороды - гомологи метана - этан, пропан, бутан и др., а также водяные пары, углекислый газ, гелий и др. Газы из разных источников отличаются по компонентному составу. В процессе транспортировки они смешиваются.
При оперативном управлении ЕСГ РФ требуется знать показатели качества: компонентный состав газа, его плотность, относительную плотность, число Воббе, теплотворную способность, температуры точки росы по воде и углеводородам - на каждом объекте системы, прежде всего, у крупных потребителей и в пунктах экспорта.
Основой предлагаемого изобретения является способ (информационная технология) уточненного определения показателей качества на каждом объекте ГТС (газопроводе) путем обработки всей совокупности измерений на замерных пунктах ГТС.
ij
k
i
k
i
k
ij
Компонентный состав газа характеризуется концентрациями компонент r, (i, j) ∈ E. Здесь и далее G(V, E) граф, описывающий структуру трубопроводной системы, V - множество его вершин (узлов) x, Е - множество дуг (i, k) граф [(i, k) - дуга, соединяющая узлы (x, x); x, x ∈ V]. В соответствии с ГОСТ 31369-2008 [Газ природный. Вычисление теплоты сгорания, плотности, относительной плотности и числа Воббе на основе компонентного состава (ИСО 6976:1995)] концентрации компонент природного газа, могут устанавливаться в молярных, массовых или объемных долях. ГОСТ 31369-2008 содержит правила, позволяющие осуществлять пересчет из одних единиц в другие. В настоящем документе предполагается, что величины r, (i, j) ∈ E являются массовыми концентрациями.
В соответствии с ГОСТ 8.009-84 [Государственная система обеспечения единства измерений (ГСИ). Нормируемые метрологические характеристики средств измерений] каждый замер считается случайной величиной, являющейся суммой истинного (детерминированного, но неизвестного) значения показателя качества и случайной ошибки, например,
где  - множество пунктов замера, замеренные концентрации и ошибка замера
ij
соответственно. Результаты совокупных измерений являются набором случайных величин, по которым строятся точечные оценки показателя (показателей) качества. Оценка производится методом максимального правдоподобия. В соответствии с теорией ошибок ошибка замера считается нормально распределенной величиной  среднеквадратическое отклонение которой σ определяется классом точности измерительного прибора ГОСТ 8.009-84 и ГОСТ 8.401-80 [Государственная система обеспечения единства измерений (ГСИ). Классы точности средств измерений. Общие требования].
Метод максимального правдоподобия приводит к задаче минимизации функции правдоподобия, которая представляет собой сумму квадратов,
с ограничениями в виде равенств и неравенств. Ограничения в виде равенств следуют из условий материального баланса. Для концентраций каждой из компонент двухкомпонентного флюида они имеют вид
Ограничения в виде неравенств для концентраций каждой из компонент двухкомпонентного флюида имеют вид
joint
k
k
k
k
ik
-1
В соотношениях (2 - 4) V- множество стыковых узлов графа G(V, E), Г(x) - множество вершин, в которые заходят дуги, исходящие из x, Г(x)- множество вершин, из которых исходят дуги, заходящие в x, q - расход флюида по дуге (i, k).
Ограничения в виде неравенств следуют из того факта, что при течении газа в трубопроводе процесс смешения компонент в каждом узле неравновесный. Неравновесность процессов смешения природных газов при течении по большим трубопроводным системам выражается в том, что в узлах стыка трубопроводов концентрации компонент (а также другие показатели качества) по выходящим трубопроводам могут быть и, как показывает опыт, бывают различными. Неравенства (4), ограничивающие концентрации в узлах смешения, объясняются следующим физическим эффектом: при нескольких входящих в стыковой узел и нескольких исходящих из стыкового узла трубопроводах максимальная концентрация по выходящим линиям не может превышать максимальную концентрацию по входящим линиям, а минимальная концентрация по выходящим линиям не может быть меньше минимальной концентрации по входящим линиям.
Степень неравновесности - степень близости компонентного состава флюида в выходных линиях к полному смешению - зависит от многих факторов, прежде всего, скоростей течения и локальной структуры трубопроводной системы в узле смешения. На фиг. 1 для примера приведена принципиальная технологическая схема трубопроводов в стыковом узле ГТС.
Для определения искомых концентраций получается задача нелинейного программирования (2-4). Вычислительная сложность задачи зависит от структуры ГТС и исходных данных. В некоторых случаях задача может бы решена с помощью стандартных программно-вычислительных комплексов, в других случаях ее решение требует разработки специального алгоритмического и программного обеспечения.
Для оценки таких показателей качества природного газа как плотность, теплотворная способность, температуры точки росы по воде и углеводородам используется та же математическая модель (2-4) с заменой обозначений: вместо концентраций компонент следует поставить соответствующий показатель качества.
Основное достоинство предлагаемого способа состоит в том, что одномоментные значения всех совокупных измерений показателя (показателей) качества природного газа (плотности, концентраций, теплотворной способности, температуры точки росы по воде и углеводородам) учитываются во взаимосвязи. Оценка делается научно обоснованным методом по совокупным измерениям взаимосвязанных величин.
Предлагаемый способ обладает следующими преимуществами:
• Пригоден при любом составе метрологического обеспечения ГТС;
• Позволяет оценить эффективность модернизации системы метрологического обеспечения [обоснованность оценок увеличивается с улучшением метрологического обеспечения: увеличением количества измерительных пунктов и увеличением точности (достоверности) измерительных приборов (ГОСТ 8.009-84)];
• Позволяет выявить те фрагменты ГТС, где учет взаимосвязанности замеров не приводит к уточнению оценок (из-за недостаточности количества приборов на фрагменте);
• Одинаково пригоден для задач, связанных с расчетом любого показателя качества природного газа (плотности, концентраций, теплотворной способности, температур точки росы по воде и углеводородам);
• Допускает обобщение: переход от единовременных совокупных измерений к предыстории изменения показателя;
• Может быть (при соответствующей доработке) использован для решения задач компаундирования нефтей.
Пример
Построение расчетной схемы и расчет распределения концентраций этана по системе газопроводов с помощью предлагаемого способа.
Оценим концентрации двухкомпонентного флюида по ГТС, представленной на фиг. 2. Для простоты изложения назовем компоненты флюида метаном и этаном. В примере показано также, как от технологической схемы следует переходить к расчетной схеме предлагаемого способа. Пример носит иллюстративный характер.
i
Расходы q и замеры  концентраций компонент флюида, %, приведены в Таблице 1.
3
Построение расчетной схемы. На фиг. 2 и в таблице 1 приведены фактические (эксплуатационные) данные по расходам (все расходы в примере в млн.м/ сут). Балансовые соотношения выполняются неточно. Небаланс в целом по системе равен 0,4 (суммарное суточное поступление газа 57,1, а суммарный отток 56,7). Дисбаланс поступлений и оттоков наблюдается также по компрессорным цехам (КЦ) компрессорной станции (КС). Поступление в межцеховую перемычку из КЦ 1 (фиг. 2) равно 26,5, а приток из перемычки в КЦ 2 равен 26,1. Небаланс 0,4 такой же, что и по системе в целом, его можно объяснить технологическими потерями и потреблением на собственные нужды.
Технологические особенности системы позволяют внести в схему некоторые упрощения. Загрузка газопровода, подходящего к КЦ 1 с юго-востока, весьма мала.
Газопровод работает в основном в реверсном режиме с расходом 0,1. Загрузка этого газопровода несопоставимо меньше загрузки других газопроводов фрагмента, поэтому без ущерба для точности расчета газопровод можно изъять из технологической схемы.
Расход через межцеховую перемычку КЦ 1 - КЦ 2 значителен, но ее длина намного меньше длин остальных трубопроводов схемы. К тому же на ней нет пункта замера концентраций, поэтому в разрабатываемой расчетной схеме можно объединить цеха КЦ 1 и КЦ 2. Расход по газопроводу 5 (КЦ 1 - ГИС 2 - ГИС 1) существенно меньше (примерно в 25 раз) расходов по другим направлениям перекачки. Если не учитывать расход по этому газопроводу в технологической схеме, то результаты расчетов изменятся незначительно. Принимая указанные упрощения, получим принципиальную схему системы, изображенную на фиг. 3.
На фиг. 2 изображено 7 пунктов замера компонентного состава газа. На каждом из направлений 4 и 5 расположено по 2 пункта. В принципе, их показания должны дублировать друг друга. Значения концентраций, отнесенные в таблице 1 к направлениям 4 и 5, являются средними по каждому из этих направлений.
В таблице 1 представлены исходные данные по концентрациям (в %) всех трех компонент флюида: метан + этан + пропан и следующие высокомолекулярные гомологи метана. Причем третья «компонента» сопоставима по массовым концентрациям со второй, например, для направления 1 компонентный состав равен 92,71+3,68+3,61. Переход от трехкомпонентного состава к двухкомпонентному позволяет количественно продемонстрировать эффективность изобретения. Этот переход может быть осуществлен двумя способами:
• вариант 1: метан + этан (компонента 1) и пропан и следующие высокомолекулярные гомологи метана (компонента 2);
• вариант 2: метан (компонента 1) и высокомолекулярные гомологи метана (компонента 2).
Эти варианты представлены в таблице 1 в столбцах 7 и 8 соответственно. Критерий оптимальности в рассматриваемом примере имеет вид
Здесь  замеренное значение концентрации 2-й компоненты и дисперсия ошибки на i-м направлении перекачки. Дисперсии ошибок на всех замерных пунктах считаются одинаковыми
1
4
Для определения неизвестных величин r, …, r имеем задачу квадратичного программирования. Пользуясь ограничением в виде равенства, сведем расчет к задаче безусловной минимизации.
Расчет распределения концентраций этана по системе газопроводов с помощью предлагаемого способа
Численное решение задачи представлено в Таблице 2.
Таблица показывает, что оценка концентрации  по предлагаемому способу существенно отличается от замеренных значений
2
4
Таким образом, предлагаемый метод позволяет оценивать каждое значение концентрации не по единственному замеру, а использовать все совокупные измерения, и получить уточненные оценки концентраций. Расхождения между замеренными и рассчитанными значениями значимы и достигают 16%. Разброс результатов объясняется систематическими ошибками, допускаемыми при измерениях. Наибольшие расхождения получаются для величин r и r, это свидетельствует о том, что наиболее велика вероятность систематических ошибок на ГИС 5, ГИС 3 и ГИС 4. Обнаружение самого факта наличия систематических ошибок является одним из достоинств предлагаемого способа.