СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕПЛОТЫ СГОРАНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ
METHOD TO DETERMINE HEAT OF NATURAL GAS COMBUSTION AND DEVICE FOR ITS REALISATION

Область техники
Изобретение относится к области контроля физико-химических характеристик природного газа, в частности к экспресс-определению теплоты сгорания природного газа.
Предшествующий уровень техники
Известен метод определения теплоты сгорания природного газа (ГОСТ 27193-86, 1988 [1]), заключающийся в непрерывном сжигании измеренных объемов газа и определении выделенного тепла, которое поглощается протекающим через калориметр потоком воды. На основе полученных данных рассчитывают высшую теплоту сгорания природного газа. Для определения низшей теплоты сгорания измеряют объем конденсата водяного пара, полученного при сгорании газа.
Упомянутый метод [1] реализуется с помощью водяного калориметра - устройства для определения теплоты сгорания природного газа, которое состоит из входных газо- и водопроводов, газового счетчика, мембранного регулятора давления высокой чувствительности, увлажнителя воздуха, переливного бака для воды, газовой горелки, выпускного патрубка конденсата и двух термометров для измерения температуры воды на выходе и температуры выходных газов.
Недостатками упомянутых метода и устройства [1] являются необходимость сжигания образцов газа и непосредственное определение количества тепла. Это приводит к необходимости проведения длительных измерений. При этом точность определения теплоты сгорания невысока. Другим недостатком метода [1] является необходимость подведения воды и поддержание постоянных температурных режимов в помещении, а также проветривание помещения для удаления продуктов сгорания газа. Указанный недостаток приводит к повышенной материалоемкости и трудоемкости метода.
Известен также способ точного определения теплоты сгорания горючих газов (Патент США №4062236, МПК G01N 25/30, 1977 [2]), заключающийся в том, что предварительно сжигают исследуемый газ с помощью горелок, замеряют его температуру и расход с помощью турбинного счетчика. Затем исследуемый газ подают вместе с газом-носителем через обе горелки, регулируя расход таким образом, чтобы максимально приблизить температуру сжигания смеси к температуре сжигания самого исследуемого газа. На основе полученных данных рассчитывают объемное соотношение расходов, которое является функцией теплоты сгорания исследуемого газа.
Известный способ [2] реализуется устройством, которое состоит из двух горелок и турбинного счетчика [2].
Недостатком способа и устройства [2] является необходимость сжигания исследуемого образца, что приводит к взрыво- и пожароопасности способа. Цикличность способа [2] приводит к невозможности определения теплоты сгорания газа непрерывно. Способ [2] имеет низкую повторяемость результатов измерений.
Известен также способ определения теплоты сгорания природного газа (ГОСТ 22667-82, 1983 [3]), заключающийся в следующем. Предварительно определяют компонентный состав образца природного газа. Затем определяют содержание всех компонентов, объемная часть которых превышает 0,005%, кроме метана. Процентное содержание метана определяют путем вычитания от 100% суммы процентного содержания всех остальных компонентов. После этого объемную (более высокую или более низкую) теплоту сгорания природного газа рассчитывают по определенному ранее качественному и количественному составу образца и известным значениям теплоты сгорания отдельных компонентов газа. Теплоту сгорания определяют как сумму (по всем составляющим компонентам газа) произведений процентного содержания компонента на значение теплоты сгорания для этого компонента. При этом определение компонентного состава природного газа в объемных частях выполняют известным методом абсолютного калибрования [4].
Известный способ [3] реализуется устройством, основным конструктивным элементом которого является газовый хроматограф.
Недостатком указанных способа и устройства [3] является наличие хроматографа - дорогостоящего и сложного при эксплуатации оборудования для хроматографического анализа. При этом известный способ [3] не позволяет проводить измерения в режиме реального времени и имеет трудности, связанные с отбором и подготовкой проб природного газа. Другим существенным недостатком способа [3] является то, что при вычислении теплоты сгорания природного газа и числа Воббе не учитываются влияния компонентов, которые не только не выделяют тепло при сжигании (двуокись углерода, азот, кислород и прочие), но и могут усложнять горение других компонентов газа (углеводородов). Таким образом, хроматографический анализ может давать завышенные показатели теплоты сгорания газа.
Указанные способ и устройство определения теплоты сгорания природного газа являются по совокупности существенных признаков наиболее близкими техническими решениями того же назначения к заявляемой группе изобретений. Поэтому они приняты в качестве прототипа заявляемой группы изобретений.
Раскрытие изобретения.
Технической задачей, на решение которой направлена заявляемая группа изобретений, является сокращение трудоемкости определения теплоты сгорания природного газа.
Техническим результатом, обеспечиваемым заявляемым способом определения теплоты сгорания природного газа, является упрощение способа, повышение точности получаемого результата и обеспечение возможности непрерывного измерения теплоты сгорания природного газа.
Техническим результатом, обеспечиваемым заявляемым устройством для определения теплоты сгорания природного газа, является упрощение устройства, повышение точности получаемого результата и обеспечение возможности непрерывного измерения теплоты сгорания природного газа.
Сущность заявляемого способа определения теплоты сгорания природного газа состоит в том, что способ включает определение концентрации диоксида углерода в пробе газа. При этом дополнительно определяют скорость ультразвука в пробе газа, давление, влажность и температуру пробы газа. После этого производят корректировку результатов измерений скорости ультразвука по результатам измерения давления, влажности и температуры пробы газа. Затем определяют теплоту сгорания пробы газа с помощью блока обработки, содержащего искусственную нейронную сеть, выполненную с возможностью определения значения теплоты сгорания природного газа в условных единицах по значению концентрации диоксида углерода, и скорректированному, как указано выше, значению скорости ультразвука по следующему выражению:
2
где a - выходной вектор второго уровня нейронной сети,
2,1
LW - матрица весовых коэффициентов второго уровня нейронной сети,
2
b - вектор смещений для нейронов второго уровня,
1
a - выходной вектор первого уровня нейронной сети,
где u - скорректированное значение скорости ультразвука в пробе газа, м/с;
СO2 - значение концентрации диоксида углерода в пробе газа, % об.;
1,1
IW - матрица входных весовых коэффициентов нейронной сети,
1
b - вектор смещений для нейронов первого уровня,
Предварительно пробу газа желательно подвергнуть очистке от механических примесей и осушке.
Предпочтительно производить определение концентрации диоксида углерода, скорости ультразвука, давления, влажности и температуры с помощью соответствующих датчиков, размещенных в измерительной камере.
Корректировку результатов измерений скорости ультразвука по результатам измерения давления, влажности и температуры пробы газа допустимо выполнять с помощью номограмм.
Искусственную нейронную сеть целесообразно предварительно натренировать на статистических наборах значений скорости ультразвука, содержания диоксида углерода и соответствующем им значении теплоты сгорания.
3
Желательно, использовать искусственную нейронную сеть, выполненную с возможностью определения значения теплоты сгорания природного газа в Дж/м по следующему выражению:
Сущность заявляемого устройства для определения теплоты сгорания природного газа состоит в том, что устройство содержит измерительную камеру, в которой размещены датчик концентрации диоксида углерода, датчик давления, датчик влажности, датчик температуры и датчик скорости ультразвука. При этом вышеупомянутые датчики соединены с блоком обработки, снабженным информационным выходом значения теплоты сгорания природного газа. Притом блок обработки выполнен с возможностью корректировки сигнала, поступающего от датчика скорости ультразвука, на основании сигналов, поступающих от датчиков давления, влажности и температуры. При этом блок обработки содержит искусственную нейронную сеть, выполненную с возможностью определения значения теплоты сгорания природного газа в условных единицах по сигналу, поступающему от датчика концентрации диоксида углерода, и скорректированному, как указано выше, сигналу скорости ультразвука по выражению (В1).
Устройство для определения теплоты сгорания природного газа, желательно, выполнять содержащим блок подготовки газа, выход которого соединен со входом измерительной камеры. При этом целесообразно выполнять заявляемое устройство содержащим входное запирающее устройство, размещенное на входе в блок подготовки, и выходное запирающее устройство, размещенное на выходе измерительной камеры.
3
Нейронную сеть, желательно, выполнять с возможностью определения значения теплоты сгорания природного газа в Дж/м по выражению (В2).
Краткое описание чертежей
На фиг. 1 показана функциональная схема заявляемого устройства для определения теплоты сгорания природного газа.
Осуществление изобретения.
Заявляемый способ определения теплоты сгорания природного газа состоит в следующем.
Пробу исследуемого природного газа, теплоту сгорания которого необходимо определить, предварительно подвергают очистке от механических примесей и осушке (см. фиг. 1).
Затем газ подают в измерительную камеру (2), в которой с помощью соответствующих датчиков определяют значения двух параметров исследуемого газа:
- концентрацию диоксида углерода в исследуемом газе;
- скорость ультразвука в исследуемом газе.
Одновременно определяют также следующие параметры исследуемого газа:
- давление;
- влажность;
- температуру.
Определение этих параметров выполняют с помощью датчиков, также размещенных в измерительной камере. Определение давления, влажности и температуры выполняют для целей последующей корректировки полученных результатов измерений скорости ультразвука. Указанную корректировку выполняют, например, с использованием номограмм.
Затем расчетным путем определяют теплоту сгорания исследуемого природного газа. Упомянутый расчет выполняют с использованием искусственной нейронной сети, которая предварительно натренирована на статистических наборах значений скорости ультразвука, содержания диоксида углерода и соответствующем им значений теплоты сгорания.
Процесс тренировки нейронной сети заключается в настройке ее весовых коэффициентов для обеспечения наиболее точного определения теплоты сгорания на основе известных значений скорости ультразвука и содержания диоксида углерода. Тренировку нейронной сети производят, например, методом Левенберга-Марквардта.
Математическое выражение искусственной нейронной сети для определения теплоты сгорания природного газа и значения весовых коэффициентов приведены в выражении (В1).
3
Значение теплоты сгорания природного газа в Дж/м определяют по формуле (В2).
В заявляемом способе определения теплоты сгорания природного газа заявляемый технический результат: «упрощение способа, повышение точности получаемого результата и обеспечение возможности непрерывного измерения теплоты сгорания природного газа» достигается за счет того, что способ включает определение концентрации диоксида углерода в пробе газа. При этом дополнительно определяют скорость ультразвука в пробе газа, давление, влажность и температуру пробы газа. После этого производят корректировку результатов измерений скорости ультразвука по результатам измерения давления, влажности и температуры пробы газа. Затем определяют теплоту сгорания пробы газа с помощью блока обработки, реализующего искусственную нейронную сеть.
Заявляемое устройство для определения теплоты сгорания природного газа (см. фиг. 1) содержит входное запирающее устройство (10), блок подготовки газа (1), соединенный с измерительной камерой (2), выходное запирающее устройство (11), блок обработки (4), индикатор (5). В измерительной камере (2) размещены датчик концентрации диоксида углерода (3), датчик давления (6), датчик влажности (7), датчик температуры (8) и датчик скорости ультразвука (9).
Входное запирающее устройство (10) размещено на входе в блок подготовки (1) и предназначено для прекращения подачи исследуемого природного газа в заявляемое устройство.
Блок подготовки газа (1) предназначен для очистки исследуемого газа от механических примесей и его осушки перед попаданием в измерительную камеру (2). Выход блока подготовки газа (1) соединен со входом измерительной камеры (2).
На выходе измерительной камеры (2) установлено выходное запирающее устройство (11), предназначенное для исключения обратного попадания исследованного газа в измерительную камеру (2). Входное (10) и выходное (11) запирающие устройства также предназначены для блокирования подачи газа в измерительную камеру (2) и блок подготовки (1) при проведении сервисных и ремонтных работ.
Выходы всех вышеупомянутых датчиков (3, 6, 7, 8, 9), размещенных в измерительной камере (2), подключены к соответствующим входам блока обработки (4).
Блок обработки (4) выполнен с возможностью корректировки по номограммам сигнала, поступающего от датчика скорости ультразвука (9), на основании сигналов, поступающих от датчиков давления (6), влажности (7) и температуры (8). Блок обработки (4) содержит искусственную нейронную сеть, выполненную с возможностью определения значения теплоты сгорания природного газа по следующим сигналам:
- сигналу, поступающему от датчика концентрации диоксида углерода (3);
- скорректированному сигналу скорости ультразвука.
Математическое выражение искусственной нейронной сети для определения теплоты сгорания природного газа и значения весовых коэффициентов приведены в выражении (В1).
3
Значение теплоты сгорания природного газа в Дж/м определяют по формуле (В2).
Описание работы
Заявляемое устройство для определения теплоты сгорания природного газа работает следующим образом.
Исследуемый природный газ через открытое входное запирающее устройство (10) попадает в блок подготовки газа (1), в котором проходят его очистка от механических примесей и осушение. Затем газ поступает в измерительную камеру (2). При этом в блок обработки (4) поступают сигналы от следующих датчиков:
- датчика концентрации диоксида углерода (3);
- датчика скорости ультразвука (9);
- датчика давления (6);
- датчика влажности (7);
- датчика температуры (8).
По данным с указанных датчиков в блоке обработки (4) выполняются коррекция значения скорости ультразвука и вычисление значения теплоты сгорания.
Сигнал, соответствующий вычисленному значению теплоты сгорания, поступает в индикатор (5). Индикатор (5) отображает значение теплоты сгорания природного газа.
В заявляемом устройстве для определения теплоты сгорания природного газа заявляемый технический результат: «упрощение устройства, повышение точности получаемого результата и обеспечение возможности непрерывного измерения теплоты сгорания природного газа» достигается за счет того, что устройство содержит измерительную камеру, в которой размещены датчик концентрации диоксида углерода, датчик давления, датчик влажности, датчик температуры и датчик скорости ультразвука. При этом вышеупомянутые датчики соединены с блоком обработки, снабженным информационным выходом значения теплоты сгорания природного газа. Причем блок обработки выполнен с возможностью корректировки сигнала, поступающего от датчика скорости ультразвука, на основании сигналов, поступающих от датчиков давления, влажности и температуры. При этом блок обработки реализует искусственную нейронную сеть, выполненную с возможностью определения значения теплоты сгорания природного газа по сигналу, поступающему от датчика концентрации диоксида углерода, и скорректированному как указано выше сигналу скорости ультразвука.
Промышленная применимость
Авторами изобретений изготовлен опытный образец заявленного устройства, реализующего заявленный способ. Испытания устройства подтвердили достижение технического результата заявляемых способа и устройства.
Заявляемые способ определения теплоты сгорания природного газа и устройство для его осуществления реализованы с применением промышленно выпускаемых устройств и материалов и найдет широкое применение в области контроля физико-химических характеристик природного газа.
В частности, повышение качества контроля природного газа и обеспечение непрерывности такого контроля в сталелитейной промышленности позволяет повысить качество выплавляемой стали.
Источники информации
1. Газы горючие природные. Метод определения теплоты сгорания водяным калориметром. ГОСТ 27193-86. М.: Государственный комитет СССР по стандартизации, 1988.
2. Патент США №4062236, МПК G01N 25/30, 1977.
3. Газы горючие природные. Расчетный метод определения теплоты сгорания, относительной плотности и числа Воббе. ГОСТ 22667-82. М.: Государственный комитет СССР по стандартизации, 1983.
4. Газы горючие природные. Хроматографический метод определения компонентного состава. ГОСТ 23781-87. М.: Государственный комитет СССР по стандартизации, 1988.