УСТРОЙСТВО ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ ПЛОТНОСТИ В СТАНДАРТНЫХ УСЛОВИЯХ И ОБЪЕМНОГО РАСХОДА ПРИВЕДЕННОГО К СТАНДАРТНЫМ УСЛОВИЯМ ПРИРОДНОГО ГАЗА

Описание полезной модели
Полезная модель относится к метрологии учета природного газа, к расходомерам и замерным узлам, измеряющим расход, количество и теплотворную способность природного газа и может применяться, в частности, для проведения измерений плотности в стандартных условиях и объемного расхода, приведенного к стандартным условиям природного газа.
Измерения расхода и количества природного газа, выполняемые средствами измерений и измерительными системами с использованием счетчиков расходомеров массовых, связаны с определением плотности в стандартных условия природного газа, которая необходима для определения объемного расхода природного газа приведенного к стандартным условиям. Учет природного газа в Российской Федерации ведется в объемном исчислении. При этом согласно п.2.5 «Правил учета газа» (утверждены Минтопэнерго РФ 14 октября 1996 г.) «определение количества газа проводится для нормальных условий». Первичным выходным параметром
счетчиков-расходомеров массовых является массовый расход. Поэтому для учета объема газа в нормальных условиях требуется производить пересчет выходных параметров счетчиков-расходомеров массовых к объему газа в нормальных условиях.
m
c
Выражение для пересчета первичного измеряемого параметра счетчиков-расходомеров массовых q - массового расхода в рабочих условиях к q - объемному расходу в стандартных условиях имеет вид
c
c
c
Для пересчета массового расхода в рабочих условиях к требуемому по правилам учета газа в Российской Федерации объемному расходу необходима информация о плотности в стандартных условиях. В настоящее время физико-химические измерения, включая измерения плотности в стандартных условиях ρ, выполняются, как правило, такими средствами измерений как хроматографы (потоковыми и лабораторными). Хроматографы относятся к дорогостоящим средствам измерений, для которых необходимо соблюдение жестких требований к месту и процедуре отбора проб природного газа. Кроме того, для лабораторных хроматографов требуется создание специальных лабораторных условий. Именно поэтому непосредственные измерения ρ проводятся, как правило, только на достаточно крупных газоизмерительных объектах учета природного газа. Это в свою очередь создает дополнительную погрешность определения ρ на
объектах, где не проводятся измерения при помощи ре, за счет изменений в течение времени физико-химических свойств природного газа.
Известно устройство для определения показателей физических свойств природного газа (патент РФ №2269113, заявка №2004118739/28 от 2004.06.21), при реализации которого изменяют параметры природного газа путем дросселирования, измеряют давление и температуры до, после и во время дросселирования и по измеренным значениям перечисленных параметров определяют показатели физических свойств природного газа, проводя расчеты при помощи вычислительного устройства. Такое устройство можно применять для определения плотности природного газа в стандартных условиях и использовать в комплекте со счетчиком-расходомером массовым для перевода результатов измерений массового расхода к объему газа в нормальных условиях.
Недостатком данного устройства является необходимость установления турбулентных и ламинарных дросселей и большие дополнительные погрешности способа за счет необходимости строго выдерживать режимы подачи газа.
Целью, на решение которой направлена настоящая полезная модель, является возможность определения плотности в стандартных условиях, используя данные измерений абсолютного давления и температуры природного газа, а также, функционально связанного с определением плотности в стандартных условиях, объемного расхода природного газа
приведенного к стандартным условиям по показаниям счетчиков расходомеров массовых.
Техническим результатом, достигаемым при использовании полезной модели, является упрощение и снижение затрат для процедуры измерений стандартной плотности и объемного расхода природного газа приведенного к стандартным условиям по показаниям счетчиков расходомеров массовых.
Указанный технический результат достигается за счет того, что в устройстве для измерения плотности в стандартных условиях и объемного расхода, приведенного к стандартным условиям природного газа, содержащем средства измерений давления и температуры природного газа, вычислительный блок и блок интерфейса, дополнительно блок интерфейса выполнен с возможностью введения информации о диапазонах изменения физико-химических параметров природного газа (плотности в стандартных условиях, плотности в рабочих условиях, содержания диоксида углерода и содержания азота), вычислительный блок выполнен с возможностью расчета коэффициента сжимаемости природного газа на основании измеренных значений давления и температуры, а также на основании исходных значений физико-химических параметров природного газа, также вычислительный блок выполнен с возможностью расчета стандартной плотности на основании исходного значения плотности в рабочих условиях, измеренных значений давления и температуры и на основании вычисленного коэффициента сжимаемости, также вычислительный блок выполнен с возможностью определения минимальной контрольной разницы между
значением рассчитанной плотности в стандартных условиях и определенным при расчете коэффициента сжимаемости исходным значением для плотности в стандартных условиях, также вычислительный блок выполнен с возможностью преимущественно цикличного повторения операций определения минимальной контрольной разницы стандартной плотности, также вычислительный блок выполнен с возможностью определения плотности в стандартных условиях, которая имеет минимальную контрольную разницу, также блок интерфейса выполнен с возможностью вывода плотности в стандартных условиях, которая имеет минимальную контрольную разницу и является плотностью в стандартных условиях поставляемого природного газа.
Кроме того, в частном случае реализации полезной модели, устройство характеризуется также тем, что в устройство для измерения плотности в стандартных условиях и объемного расхода, приведенного к стандартным условиям природного газа добавлен счетчик расходомер массовый природного газа, вычислительный блок выполнен с возможностью вычисления объемного расхода природного газа приведенного к стандартным условиям по показаниям счетчика расходомера массового и плотности в стандартных условиях природного газа и блок интерфейса выполнен с возможностью вывода информации об объемном расходе природного газа, приведенном к стандартным условиям.
При выборе средств измерений расхода и количества природного газа на практике используется информация об ожидаемом диапазоне изменений
min
max
min
max
физико-химических параметров природного газа (в частности, значений плотности в стандартных условиях природного газа , , диапазоне изменения значений содержания диоксида углерода ,  и азота , ) и ожидаемом диапазоне изменений давления ρ, ρ и температуры T, T на узле учета. Этой информации, как правило, достаточно, чтобы определить ожидаемый диапазон изменений рабочей плотности природного газа на узле учета
max
min
где К и K - максимальное и минимальное значение коэффициента сжимаемости природного газа на узле учета.
Кроме того, при проектировании узлов учета природного газа на различных принципах работы используются специализированные программные комплексы для проектирования (например, для узлов учета на основе стандартных сужающих устройств - сертифицированная в РФ программа «Расходомер-СТ»), которые рассчитывают в процессе проектирования рабочую плотность природного газа. На фиг.1 приведен расчетный лист специализируемой проектировочной программы, используемой для проектирования узлов учета на основе счетчиков-расходомеров массовых, из которого видны рассчитанные показатели рабочей плотности природного газа на узле учета.
Таким образом, для узла учета природного газа всегда можно задать диапазон изменения основных параметров, определяющих уравнение состояния природного газа, с учетом коэффициента сжимаемости рассчитываемого по неполному компонентному составу.
Основная идея заявляемого способа заключается в том, что возможности современных вычислителей, используемых на узлах учета природного газа, позволяют осуществить полный перебор параметров плотности в рабочих и стандартных условиях, содержания диоксида углерода и азота при измеренных давлении и температуре, определяющих уравнение состояния природного газа в пределах заданных диапазонов изменений перебираемых параметров и добившись сходимости расчетного и заданного значения управляющего параметра (например, плотности в стандартных условиях, фактора сжимаемости в стандартных условиях или коэффициента сжимаемости) определить соответствующие значения плотности в стандартных условиях.
Выбор управляющего параметра определяется требованием наличия экстремума функции разницы расчетного и заданного значения управляющего параметра (так называемая задача статического равновесия). В этом случае свойства решения не будут зависеть от размерностей задачи и появляется возможность получить решение по определению плотности в стандартных условиях в том случае, когда ряд параметров задачи (в частности, плотность в рабочих условиях) не измеряются. Например, таким управляющим параметром является плотность в стандартных условиях. На
3
фиг.2 представлен результат вычисления абсолютного значения разницы между заданной плотностью в стандартных условиях для шага перебора рабочей плотности 0,1 кг/м, рассчитанной с использованием уравнения состояния природного газа
c
c
где р и Т абсолютное давление и температура стандартных условий);
c
ρ - заданная плотность в стандартных условиях;
ρ - заданная плотность в рабочих условиях;
К - коэффициент сжимаемости газа, рассчитанный по неполному компонентному составу (заданному содержанию диоксида углерода и азота и плотности в стандартных условиях);
р - измеренное абсолютное давление;
Т - измеренная температура газа.
Как видно из графика на фиг.2 на нем присутствует явно выраженный минимум разницы расчетного и заданного значения управляющего параметра (плотности в стандартных условиях), т.е. задача поиска из уравнения состояния плотности в стандартных условиях является задачей статического равновесия. Причем характер положения минимума не зависит от задания параметров перебора и определяет значение плотности в стандартных условиях природного газа вне зависимости от наличия информации о всех параметрах уравнения состояния газа (при неизвестной плотности в рабочих условиях и содержания диоксида углерода и азота).
Для поиска неизвестных параметров уравнения состояния природного газа можно предложить управляющие параметры другого вида, отличные от плотности в стандартных условиях (например, коэффициент сжимаемости) для которых также будет выполняться требование наличия экстремума функции разницы расчетного и заданного значения управляющего параметра, то есть при которых задача поиска неизвестных параметров уравнения состояния природного газа приводится к задаче статического равновесия.
Коэффициент сжимаемости природного газа при неизвестном полном компонентном составе рассчитывается, например, на основе уравнения состояния GERG-91 мод. [1-3].
m
m
где B и C - коэффициенты УС;
м
3
ρ - молярная плотность кмоль/м.
Коэффициенты уравнения состояния определяют из следующих выражений
э
где х - молярная доля эквивалентного углеводорода
В формулах (10), (14) Н рассчитывают по выражению
э
где M - молярная масса эквивалентного углеводорода, значение которой определяется из выражения
m
m
После определения коэффициентов уравнения состояния (6) B и C  рассчитывают фактор сжимаемости при заданных давлении (р, МПа) и температуре (T, К) по формуле
где
Коэффициент сжимаемости природного газа рассчитывают по формуле
c
Ниже предложенное устройство рассмотрено на примере его реализации, когда в качестве управляющего параметра выбирают плотность в стандартных условиях ρ.
i
3
Для сокращения вычислительных затрат перебор внутри заданных диапазонов изменений параметров плотности ρ может осуществляться не с минимальным шагом, а поэтапно: вначале по единицам (ищется лучшее решение с точностью 1 кг/м), потом по десятым долям (ищется лучшее
3
3
решение с точностью 0,1 кг/м), далее по сотым долям и т.д. Характер положения минимума не зависит от шага перебора, который в этом случае определяет только точность полученного нахождения параметра (плотности в стандартных условиях). Так, на графике фиг.3 показано положение минимума разницы между заданной и рассчитанной плотностью в стандартных условиях для шага перебора рабочей плотности 0,01 кг/м. Сравнение графиков фиг.2 и фиг.3 подтверждает факт независимости положения минимума от шага перебора, определяемый свойствами задачи статистического равновесия.
Устройство работает следующим образом. На Фиг.4 представлена структурная схема устройства для измерения плотности в стандартных условиях и объемного расхода, приведенного к стандартным условиям природного газа. Устройство, содержит средства измерений давления (4) и температуры (5) природного газа, вычислительный блок (2) и блок интерфейса (3). Вычислительный блок (2) и блок интерфейса (3) могут представлять собой специализированный вычислитель (flow manager или flow computer в зарубежной терминологии), имеющее внутренние и внешние цифровые и аналоговые интерфейсы для съема измерительной информации с датчиков давления (4) и температуры (5) и счетчика расходомера массового (1) и как для выдачи, так и для приема цифровой информации во внешние устройства. Данные результатов измерений давления и температуры природного газа поступают со средств измерений давления (4) и температуры (5) природного газа в вычислительный блок (2), где
рассчитывается плотность в стандартных условиях природного газа. При поступлении со счетчика расходомера массового (1) данных результатов измерений происходит вычисление по формуле (1) объемного расхода, приведенного к стандартным условиям природного газа. Данные расчетов плотности в стандартных условиях природного газа и объемного расхода, приведенного к стандартным условиям природного газа с вычислительного блока (2) поступают через блок интерфейса (3) для выдачи на внешние устройства.
На фиг.5 представлена функциональная схема блока интерфейса. В блок интерфейса, кроме стандартных внутренних и внешних цифровых и аналоговых интерфейсов для съема измерительной информации с датчиков давления, температуры и счетчика расходомера массового имеется специализированный блок цифрового интерфейса для введения информации о диапазонах изменения физико-химических параметров природного газа (плотности в стандартных условиях, плотности в рабочих условиях, содержания диоксида углерода и содержания азота) (3.1) и специализированный блок цифрового интерфейса для вывода информации о стандартной плотности, рассчитанной в вычислительном устройстве (3.2). Блоки интерфейса (3.1), (3.2) могут представлять собой либо электронный компонент, обеспечивающий ввод/вывод на дисплей, либо ввод/вывод при помощи некоторого стандартного цифрового или аналогового интерфейса.
На Фиг.6 представлена функциональная схема вычислительного блока.
В первой области постоянной памяти (2.1), сформирован программный код, который вычисляет коэффициент сжимаемости природного газа на основании измеренных значений давления и температуры, а также на основании исходных значений физико-химических параметров природного газа, например, по формулам (4-28). Во второй области постоянной памяти (2.2), сформирован программный код расчета стандартной плотности на основании исходного значения плотности в рабочих условиях, измеренных значений давления и температуры и на основании вычисленного коэффициента сжимаемости по формуле (3). В третьей области постоянной памяти (2.3), сформирован программный код сортировки для определения минимальной контрольной разницы между значением рассчитанной плотности в стандартных условиях и заданным при расчете коэффициента сжимаемости исходным значением для плотности в стандартных условиях.
c
Определенная в текущем цикле сортировки во второй области постоянной памяти (2.2) стандартная плотность, определяемая минимумом формулы (29) ρ является искомой плотностью в стандартных условиях природного газа, полученной из уравнения состояния путем сведения его к задаче статистического равновесия. Для обеспечения циклического поиска минимума формулы (29) в четвертой области постоянной памяти (2.4) сформирован программный код цикличного повторения операций
определения минимальной контрольной разницы стандартной плотности по формуле (29).
Далее в общем структурном виде работа вычислительного устройства происходит следующим образом. Результаты измерений давления и температуры природного газа поступают в блок интерфейса, откуда совместно с данными о диапазонах изменения физико-химических параметров природного газа (плотности в стандартных условиях, плотности в рабочих условиях, содержания диоксида углерода и содержания азота) с блока (3.1) интерфейса они поступают в вычислительное устройство. В вычислительном устройстве происходит циклическое повторение в заданном диапазоне изменения физико-химических параметров природного газа за счет введения соответствующего кода в четвертой области постоянной памяти (2.4) вычислений стандартной плотности и выбора плотности в стандартных и рабочих условиях, соответствующей минимальной контрольной разницы во второй области постоянной памяти (2.2) на основе рассчитанного в первой области постоянной памяти (2.1) коэффициента сжимаемости. Полученные результаты вычислений стандартной и рабочей плотности выводятся с использованием специализированного блока цифрового интерфейса для вывода информации (3.2)
Литература
1. ГОСТ 30319.2-96 «Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение коэффициента сжимаемости»
2. Jaeschke M., Humphreys A.E. Standard GERG Virial Equation for Field Use. Simplification of the Input Data Requirements for the GERG Virial Equation - an Alternative Means of Compressibility Factor Calculation for Natural Gases and Similar Mixtures. GERG TM5 1991. - GERG Technical Monograph, 1991, 173 р.
1
3. ICO/TC 193 SC1  63. Natural gas - calculation of compression factor. Part 3: Calculation using measured physical properties.
4. VDI/VDE 2040, part 2, 1987. Calculation principles for measurement of fluid flow using orifice plates, nozzles and venturi tubes. Equations and formulas.
5. ГОСТ 30319.1-96 «Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение физических свойств природного газа, его компонентов и продуктов его переработки»