Информационно-измерительная система физико-химических свойств природного газа

АВТОМАТИЗАЦИЯ

Бузановский В.А., Научно-производственное объединение «Химавтоматика»

ИНФОРМАЦИОННО-ИЗМЕРИТЕЛЬНАЯ СИСТЕМА ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ПРИРОДНОГО ГАЗА

Информационно-измерительные системы физико-химического состава и свойств веществ получили широкое распространение в различных областях человеческой деятельности, в том числе в газовой промышленности

Разработка названных систем связана с обеспечением соответствия их характеристик предъявляемым требованиям, что достигается при использовании общих принципов синтеза систем [2]:

• принципа определения методического обеспечения;

• принципа составления структурных схем;

• принципа составления функциональных схем;

• принципа оценивания техникоэкономических характеристик;

• принципа выбора варианта построения. Данная статья посвящена информационно-измерительной системе физикохимического состава и свойств природного газа, разработанной на основе перечисленных принципов.

ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ, ПРЕДЪЯВЛЯВШИЕСЯ К СИСТЕМЕ

Система должна была измерять концентрации метана (СН4), этана (С2Н6), пропана (С3Н8), н-бутана (п-С4Н10), изобутана (1-С4И10), н-пентана (п-С5Н12), изопентана (1-С5И12), углеводородов группы С6 (в пересчете на гексан (С6Н14)), углеводородов группы С7 (в пересчете на гептан (С7Н16)), углеводородов группы С8 (в пересчете на октан (С8Н18)), азота (N2), кислорода (О2), диоксида углерода (СО2), сероводорода (Н^), меркаптанов (СН3БН, С^Н) и влаги (Н2О) в природном газе.

Помимо этого, она должна была рассчитывать плотность р и удельную теплоту сгорания q природного газа Р = 2 ( р • X ), q = 2 ( ^ • X, ),

, = 1...а

где р,, qj - плотность и удельная теплота сгорания ,-го компонента природного газа;

X, - объемная доля ,-го компонента природного газа;

а - количество определявшихся компонентов (а = 17 - СН4, С2Н6, С3Н8, п-С4Н10, 1-С4Н10, п-С5Н12, п-С5Н12, С6Н14, С7Н16, С8Н18, N2,

О2, СО2, H2S, СН3БН, С2Н5БН, Н2О).

Система предназначалась для лабораторных исследований и должна была состоять из технических средств, выпускавшихся

отечественной промышленностью.

В качестве критерия синтеза применялась наименьшая стоимость системы, а ограничениями синтеза являлось обеспечение относительных погрешностей определения плотности и удельной теплоты сгорания природного газа не более 2%.

Обозначение компонентов Температура термостата, 0С Тип детектора

С1-С5 70 термокондуктометрический

со С_Т 70 пламенно-ионизационный

СО2 70 термокондуктометрический

N2, О2 70 термокондуктометрический

Н2Б 70 пламенно-фотометрический

СН3БН, C2H5SH 110

Н2О 30 пламенно-ионизационный

Табл. 1. Характеристики газохроматографических МВИ компонентов природного газа

Обозначение компонента 6Х5, % Обозначение компонента 6X5, % Обозначение компонента 6Х5, %

СН4 1,2 І-С5Н12 4,5 СО2 2,7

С2Н6 2,1 СбН14 6,9 Н2Б 13,2

СзН8 2,7 С7Н16 7,8 СН3БН 12,3

п-С4Ню 3,9 8 Н1 8 С 8,1 С2Н5БН 13,2

І-С4Н10 4,2 N2 2,4 Н2О 10,2

П-С5Н12 4,2 О2 3,3

Табл. 2. Результаты экспериментальной оценки относительных погрешностей измерений объемных долей компонентов природного газа

Результаты определения плотности, кг/м3 Результаты определения удельной теплоты сгорания, МДж/м3

АСИК «Метан» ГОСТ 17310-2002 АСИК «Метан» ГОСТ 10062-75

0,7444 0,7542 39,86 40,32

0,8406 0,8337 36,91 36,65

0,8684 0,8649 44,08 44,66

Табл. 3. Результаты определения плотности и удельной теплоты сгорания образцов природного газа

АНАЛИЗ МЕТОДИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ

Начало работ по синтезу системы состояло в анализе методик выполнения измерений (МВИ), позволявших детектировать перечисленные компоненты.

Одним из основных документов, регламентирующих порядок определения состава природного газа, является стандарт [3]. Экспериментальное изучение МВИ содержаний углеводородов групп С1-С5, а также углеводородов групп С6-С8 указало на плохое разделение компонентов природного газа [4].

Йодометрическое измерение концентраций сероводорода и меркаптанов согласно стандарту [5] представлялось малоперспективным по сравнению с определением серосодержащих соединений газохроматографическим методом с пламенно-фотометрическим детектированием [4].

Использование сорбционно-кулонометрического метода для измерения влажности природного газа также представлялось бесперспективным [4].

В данной ситуации с целью унификации и соответственно снижения стоимости системы было предложено определять все компоненты природного газа методом газовой хроматографии. При этом следовало разработать МВИ, позволявшие прово-

дить газохроматографический анализ в близких условиях разделения [4].

РАЗРАБОТАННЫЕ МЕТОДИКИ ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ

Основные сведения о разработанных МВИ представлены в работе [4]. Краткие сведения о разработанных МВИ отражает табл. 1.

Отметим, что в основу МВИ влажности природного газа был положен метод реакционной газовой хроматографии с использованием колонки, содержавшей карбид кальция.

МВИ содержания азота и кислорода практически соответствовала методике из стандарта [3]. Отличие заключалось в поддержании температуры термостата на уровне 70 0С, что практически не сказывалось на аналитических возможностях этой методики.

ОЦЕНКА ТОЧНОСТИ РЕЗУЛЬТАТОВ ИЗМЕРЕНИЙ

При разработке МВИ было проведено изучение точности выполняемых измерений (табл. 2).

Изучение осуществлялось в диапазоне содержаний компонентов природного газа, характерном для месторождений Российской Федерации [4].

После этого были оценены относительные

погрешности определения плотности и удельной теплоты сгорания природного газа. Оценка проводилась по выражениям

6р = [2 (р • ^ • X,)] / [2 (р, • X,)], 6q = [2 (^ • ^ • X,)] / [2 (^ • X,)],

, = 1...17,

где 6р, 6q - относительные погрешности определения плотности и удельной теплоты сгорания природного газа. Заметим, что соотношения (2) были получены на основе выражений (1). Расчеты по соотношениям (2) показали, что разработанные МВИ позволяли определять плотность и удельную теплоту сгорания природного газа с относительными погрешностями, не превосходившими 1,8%, и, следовательно, могли быть использованы при дальнейшем синтезе системы.

СТРУКТУРНЫЕ СХЕМЫ СИСТЕМЫ

На основе указанных МВИ были разработаны возможные структурные схемы системы. При этом были предложены схемы, позволявшие получать измерительную информацию как с использованием, так и без использования переключений между колонками и детекторами газовых хроматографов.

Три схемы из числа разработанных представлены на рис. 1.

Система со структурной схемой, изобра-

на правах рекламы

^РУ8ЕМ5,

Производитель контрольно-измерительной аппаратуры 129345, Москва, ул. Летчика Бабушкина, д. 39, кор. 3.

* (495) 726-34*61, (495) 234-61-10, <495) 368-3241 www.aplisens.ru Е-таі|: info@aplisens.ru

APC-2000AL

интеллектуальный

преобразователь давления с цилиндрическим разделителем

выходной сигнал 4..,20,0-.,20

и 0...5мА + HART

f і вГПч z. - 1ж. «

’ і л ф ш :

основная приведенная погрешность ± 0,075%

Искробезопасное исполнение

НИ

'Завод изготовитель в Варшаве

Гидростатические уровнемеры

,г-\

Преобразователи давления

Преобразователи разности давлений

АВТОМАТИЗАЦИЯ

Рис. 1. Структурные схемы системы:

а) - с наибольшим количеством элементов;

б) - с объединением четырех колонок, функционирующих

при 70 0С, общим термокондуктометрическим детектором и общим пламенно-ионизационным детектором;

в) - с наименьшим количеством элементов;

1 - устройства обеспечения газохроматографического разделения;

2 - колонка для детектирования углеводородов групп С1-С5;

3 - колонка для определения диоксида углерода; 4 - колонка для детектирования азота и кислорода; 5 - колонка для определения углеводородов групп С6-С8;

6 - колонка для детектирования серосодержащих компонентов;

7 - дозирующее устройство, реакционная и аналитическая колонки для определения влажности; 8 - термокондуктометрический детектор;

9 - пламенно-ионизационный детектор; 10 - пламеннофотометрический детектор; 11 - блок сопряжения сигналов;

12 - вычислительный комплекс.

женной на рис. 1а, характеризуется наибольшим количеством элементов и вследствие этого должна иметь высокую стоимость. Вместе с тем применение данной схемы позволяет определять компоненты природного газа одновременно и не требует многочисленных переключений газовых потоков. В системе со структурной схемой, приведенной на рис. 1б, четыре аналитические колонки, функционирующие при температуре 70 0С, объединены в одном термостате. Для определения концентраций углеводородов групп С1-С5, диоксида углерода, азота и кислорода используется общий термокондуктометрический детектор. Кроме того, пламенноионизационный детектор для измерения содержаний углеводородов групп С6-С8 и влажности природного газа также является общим. Перечисленные структурные решения резко сокращают количество элементов системы, что в конечном итоге должно приводить к ее более низкой стоимости. Применение общего термокондуктометрическо-го детектора, общего пламенно-ионизационного детектора, а также размещение колонки для определения серосодержащих соединений в одном термостате с колонками, работающими только при температуре 70 0С, обусловливают последовательное выполнение измерений и следовательно более продолжительное время получения информации по сравнению со схемой, представленной на рис. 1а.

При этом последовательное определение компонентов природного газа вызывает необходимость разработки порядка переключения газовых потоков, проходящих через колонки и направляемых в детекторы, а также изменения температурных режимов функционирования термостатов. Помимо этого организация последовательных измерений может быть связана с разработкой или совершенствованием технических средств, обеспечивающих процесс газохроматографического детектирования. Отличительной особенностью системы со структурной схемой, показанной на рис. 1в, является наименьшее количество элементов, вследствие чего она должна иметь наименьшую стоимость. Подобно системе со структурной схемой, изображенной на рис. 1б, данная система также предназначена для выполнения последовательных измерений.

ЗАКЛЮЧИТЕЛЬНЫЕ ЭТАПЫ СИНТЕЗА СИСТЕМЫ

Следующий этап синтеза системы заключался в определении технических средств, способных реализовать разработанные структурные схемы. Анализ выпускавшихся отечественных газохроматографических средств измерений показал, что они не позволяли реализовать структурные схемы, предполагавшие одновременное использование более двух детекторов или размещение в одном термостате более четырех аналитических колонок (например, схему, представленную на рис. 1в). Данное обстоятельство привело к сокращению

числа возможных структурных схем системы.

В качестве наиболее подходящей отечественной газохроматографической аппаратуры для реализации оставшихся структурных схем (в том числе схем, приведенных на рис. 1а и рис. 1б) представлялись лабораторные хроматографы серии Цвет. При этом блок сопряжения сигналов мог быть создан на основе цифрового вольтметра типа ЦУИП и нестандартного интерфейса, включавшего коммутатор сигналов и устройство параллельного ввода измерительной информации в персональный компьютер.

Далее была оценена стоимость возможных вариантов построения системы и выбран вариант, имевший наименьшую стоимость. Указанный вариант построения соответствовал схеме, изображенной на рис. 1б, что согласовывалось с результатами анализа структурных схем системы, представленными выше.

Полученные результаты использованы при создании опытного образца автоматизированной системы измерения и контроля физико-химических параметров природного газа АСИК «Метан».

Создание названной системы сопровождалось:

• доработкой хроматографов в части организации порядка переключения газовых потоков, проходящих через колонки и направляемых в детекторы, а также изменения температурных режимов функционирования термостатов;

• разработкой блока сопряжения сигналов, включавшего коммутатор сигналов и устройство параллельного ввода;

• разработкой алгоритмического и программного обеспечения для выполнения расчетов при определении плотности и удельной теплоты сгорания природного газа.

В табл. 3 представлены результаты определения плотности и удельной теплоты сгорания трех образцов природного газа системой АСИК «Метан» и согласно МВИ, регламентируемым стандартами [6, 7]. Отметим, что относительная погрешность измерения плотности природного газа по МВИ стандарта [6] не превышает ± 0,3%, а относительная погрешность определения удельной теплоты сгорания по МВИ стандарта [7] - ± 0,5%.

В соответствии с данными табл. 3 расхождение между величинами названных показателей, полученными системой АСИК «Метан» и по МВИ стандартов [6, 7], не превосходит 1,3 % и соответствует требо-

ваниям, предъявлявшимся к системе (не более 2%).

Список литературы

1. Бузановский В.А. Информационноизмерительные системы физикохимического состава и свойств веществ // Мир измерений. - 2008. - № 2. - С. 4-9.

2. Бузановский В.А. Аспекты синтеза информационно-измерительных систем физико-химического состава и свойств веществ // Приборы и системы. Управление, контроль, диагностика. - 2008. - № 1. - С. 31-36.

3. ГОСТ 23781-87. Газы горючие природные. Хроматографический метод определения компонентного состава.

4. Бузановский В.А., Овсепян А.М. Информационно-измерительные системы состава и свойств природного газа // Территория НЕФТЕГАЗ. - 2007. - № 8. - С. 36-43.

5. ГОСТ 22387.2-97. Газы горючие природные. Методы определения сероводорода и меркаптановой серы.

6. ГОСТ 17310-2002. Пикнометрический метод определения плотности.

7. ГОСТ 10062-75. Газы природные горючие. Метод определения удельной теплоты сгорания.

Российское отделение testo - “Тэсто Рус”

Тел.:(495)788-98-11; (495)788-98-50; Факс:(495)788-98-49; ¡nfo@testo.ru; www.testo.ru