способ измерения расхода и количества газообразных сред

Формула изобретения

1. Способ учета газа, заключающийся в том, что

учет количества газа осуществляется на узле учета газа поставщика и на узле учета газа потребителя,

причем на каждом узле учета с помощью средств измерений определяют время работы узла учета, расход и количество газа в рабочих и нормальных (стандартных) условиях, среднечасовые и среднесуточные температуру и давление газа,

отличающийся тем, что в процессе учета газа дополнительно учитывают тепловые потери газа по линии транспорта газа, для чего

определяют разность текущих по времени расходов массы q_m(t) и разность текущих по времени расходов объема газа q_c(t) в нормальных условиях между узлами учета газа поставщика и потребителя,

определяют суммарные потери в виде потери масс М и объемов газа V в нормальных условиях, для чего

интегрируют разности текущих расходов масс q_m(t) и разности расходов q_c(t) объемов в нормальных условиях на контрольном интервале времени ₀,

при этом разность текущих по времени расходов масс газа q_m(t) и разность расхода объема газа q_c(t) определяют одним из следующих двух способов:

1) или разность текущих по времени расходов масс q_m(t) определяют путем либо синхронных по времени измерений на выходе поставщика и входе потребителя текущих по времени расходов объема и плотностей в нормальных условиях, либо с задержкой, величина которой равна времени пробега газа от узла поставщика к узлу потребителя, вычитая из результата произведения соответствующих по отбору расхода объема на плотность газа в нормальных условиях для выхода поставщика результат и соответствующее произведение для входа потребителя, при этом текущую по времени величину разности расхода объема газа в нормальных условиях q_c(t) определяют делением полученного результата текущей по времени разности расхода масс на плотность в нормальных условиях, установленную на основании зарегистрированных данных множества плотностей в нормальных условиях, полученных путем соответственно либо синхронных по времени измерений на выходе поставщика и входе потребителя текущих по времени расходов и плотностей в нормальных условиях, либо с задержкой, величина которой равна времени пробега газа от узла поставщика к узлу потребителя, в течение контрольного интервала времени ₀,

2) или разность текущих по времени расходов объема в нормальных условиях q_c(t) определяют путем синхронных измерений на выходе поставщика и входе потребителя текущих по времени расходов масс и плотностей в нормальных условиях, либо с задержкой, величина которой равна времени пробега газа от узла поставщика к узлу потребителя, вычитая из частного от деления расхода масс на соответствующую по отбору плотность в нормальных условиях для выхода поставщика соответствующее частное для входа потребителя, а текущую по времени величину разности расхода массы газа q_m(t) определяют умножением полученного результата текущей по времени разности расхода объема на плотность в нормальных условиях, установленную на основании зарегистрированных данных множества плотностей в нормальных условиях, полученных путем соответственно либо синхронных по времени измерений на выходе поставщика и входе потребителя текущих по времени расходов и плотностей в нормальных условиях, либо с задержкой, величина которой равна времени пробега газа от узла поставщика к узлу потребителя, в течение контрольного интервала времени ₀.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что тепловые потери определяют для разности средних температур внешней среды и среды газа по временам года.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области измерительной техники и может быть использовано для измерения расхода и количества газообразных сред в транспортных сетях при колебаниях состава и физических свойств газа в системах газоснабжения.

Известны аналогичные способы и системы измерения и учета расхода текучей среды, см. Е.А.Шорников. "Расходомеры и счетчики газа, узлы учета. Справочник". Изд. "Политехника". 2003 г., где на стр.108 приведен пример исполнения системы измерения количества газа, составленной из нескольких измерительных комплексов, а на стр.113 приведена рекомендация, как определять одну точку отбора для измерения плотности газа.

Наиболее близким к предлагаемому способу является способ учета, описанный в "Правилах учета газа" (утв. Минтопэнерго РФ 14 октября 1996 г., который выбран в качестве прототипа, согласно которому (см. п.2.2. « учет количества газа, отпускаемого поставщиком газораспределительной организации или потребителю газа (при прямых поставках), должен осуществляться по узлам учета поставщика или потребителя газа, установленным в соответствии с требованиями действующих норм и настоящих Правил Учет количества газа, подаваемого газораспределительной организацией должен осуществляться по узлам учета потребителей газа». В п.2.4. констатируется «на каждом узле учета с помощью средств измерений должны осуществляться:

время работы узла учета;

расход и количество газа в рабочих и нормальных (стандартных) условиях;

среднечасовая и среднесуточная температура газа;

среднечасовое и среднесуточное давление (абсолютное) газа».

Из Правил учета газа можно сделать следующий вывод, что юридически признаются узлы учета поставщика и связанные с ним через посредство газораспределительной организации (транспортной сети) узлы учета потребителя.

Наиболее близкой по используемым функциональным элементам для реализации предлагаемого изобретения является измерительный комплекс, см. рис.1.1., 1.3, стр.16, «Комплекс Измерительно-управляющий "Флоутек-ТМ". Руководство по эксплуатации АЧСА. 421443.001 РЭ, ООО «ДП УКРГАЗТЕХ». Адрес: Украина, 04128, г.Киев-128, а/я 138 ул. Академика Туполева, 19. Тел/факс: (1038) (044) 492-7621, разработчик ПМ-3В Кротевич Владимир Антонович, директор Картенко Валерий Александрович.

В состав комплекса входят: в случае расходомера с сужающим устройством: преобразователь плотности, преобразователи температуры, преобразователи перепада и абсолютного давления, вычислитель; в случае с тахометрическим преобразователем: преобразователь плотности, преобразователи температуры и абсолютного давления, счетчик и вычислитель-корректор.

Известен способ учета потерь газа, в котором основным источником потерь приняты погрешности измерений поставщика и потребителей, см. «Учебное пособие В.Г.Патрикеев, Б.М.Беляев. "Современные методы измерений расхода и количества энергоносителей при помощи расходомеров переменного перепада давления и счетчиков-расходомеров и использование результатов измерений для сведения балансов между поставщиком и потребителем". Москва. ВНИИМС. 2001 г.

«Разность между объемами природного газа поставщика и суммарным объемом потребителей практически никогда не бывает равной нулю», см. раздел 4, стр.34-42.

Однако метод, предложенный в пособии, носит импирический характер. В пособии предложен метод поиска приближенных решений, ограниченный пределом установленного допуска погрешности (неопределенности) измерения для узлов учета количества газа.

Поясним сущность предлагаемого способа.

Потери следует различать в зависимости от источника на:

- прямые (негерметичность труб, стыков, арматуры, системы продувки - свечи, автоматического сброса и пр.);

- косвенные (погрешность измерения узлов учета);

- физико-химического характера (физико-химические потери).

Прямые потери (утечки) определены расчетом в ряде нормативных источников. Косвенные потери (за счет погрешности измерений) определены соответствующими утвержденными методиками измерений, например Правилами ПР50.2.019-2006 для счетчиков объема и ГОСТ 8.586.1-5-2005 для сужающих устройств.

На имеющиеся потери физико-химического характера при транспорте газа косвенно указывают Е.Н.Корчагина, Т.А.Попова в публикации «О практике разрешения коммерческих конфликтов между поставщиками и потребителями при измерениях калорийности природного газа Реф.ж. «Законодательная и прикладная метрология». № 8, 2007 г., см. стр.20 « Проведенные мониторинговые исследования стабильности состава газа подтвердили обоснованность предложения о колебаниях состава и свойств газа практически во всех системах газоснабжения».

Из предложения об изменении состава газа следует изменение его плотности в стандартных условиях, ибо связь состава газа с плотностью определена международным стандартом ИСО 6976 и ГОСТ 30319.1-96, см. формулу на стр.7:

где

_с - плотность в стандартных условиях природного газа;

xi - молярная доля компонента газа в компонентной смеси;

_c.u.i - плотность в стандартных условиях i-ой компоненты газа;

z_с - фактор сжимаемости компонентной смеси.

Изменения плотности природного газа, приведенные к стандартным условиям, приводят к соответственным изменениям расхода массы газа, которые могут быть измерены прямыми методами измерений, например кариолисовыми расходомерами. В свою очередь плотности измеряют поточными плотномерами либо хроматографическим, либо пикнометрическим методом как на потоке, так и в стационарной лаборатории.

В общем случае на участке газотранспортной сети между поставщиком (т.1) и потребителем (т.2) (см. чертеж) текущие во времени t потери расхода массы газа выразятся в виде разности q_m(t) между поставляемым q_m1(t) и потребленным q_m2(t) расходом масс

где: , , , - плотности и объемные расходы, приведенные к стандартным условиям, измеренные на выходе поставщика (т.1) и входе потребителя (т.2).

Данный анализ принят для стационарных процессов, когда изменения во времени (переходные процессы) плотности газа в стандартных условиях, расходов массы газа и объема в стандартных условиях больше времени распространения газа от поставщика к потребителю.

В зависимости от принятого в договоре правила выбора договорной плотности в стандартных условиях из установленного множества ( _c1(t), _c2(t)), определенном на интервале ₀ отчетного периода времени определяют потери объемного расхода в стандартных условиях:

Количество физико-химических потерь газа на участке транспорта газа выразится через определенные интегралы функций q_m(t) и q(t) соответственно для потери массы (М) и объема (V) газа за контрольное время ₀:

По второму отличию разность текущих по времени расходов объема в стандартных условиях q_c(t) и разность расхода масс q_m(t) определяют путем синхронных измерений на выходе поставщика и входе потребителя текущих по времени расходов масс и плотностей в стандартных условиях с последующим расчетом по формулам:

По третьему отличию, когда время изменения параметров газа меньше времени пробега газа от узла учета газа поставщика к узлу учета потребителя, отбор, измерения плотности в стандартных условиях, измерения расходов массы или расходов объема газа в стандартных условиях на узле поставщика должны производится с учетом времени указанного пробега. Так, на узле учета поставщика отбор и измерения плотности в стандартных условиях производят с опережением, а измерения расхода массы газа и расхода объема в стандартных условиях производят с задержкой по времени по отношению к аналогичным отборам, измерениям на узле потребителя. Причем время опережения и время задержки равно времени пробега газа от узла поставщика до узла потребителя.

В данном случае формулы текущих потерь расхода массы газа (3) и расхода объема газа в стандартных условиях (7) преобразуются:

где t₀ - время пробега (распространения) газа от узла поставщика к узлу потребителя.

По четвертому отличию измерения и расчеты разности объема газа в стандартных условиях и разности масс газа между выходом поставщика и входом потребителя определяют в течение года при установившихся температурах окружающей среды и установившихся плотностях в стандартных условиях, например для самых низких температур зимой и самых высоких летом.

По правилу выбора договорная плотность в стандартных условиях может быть установлена, например, равной плотности в стандартных условиях, измеренной на выходе поставщика либо на входе потребителя, либо их среднему значению, либо текущей по времени, либо константой, равной среднему значению за отчетный интервал времени ₀, либо по другому правилу, установленному договором между поставщиком и потребителем.

Потери физико-химического характера в основном можно отнести к тепловым потерям в виду их сильной зависимости от теплообмена между средой газа и окружающей средой.

По состоянию непрерывного теплообмена с окружающей средой текущего газа по транспортной сети происходит либо изотермическое сжатие газа, либо изотермическое расширение (см. соответствующее определение "Справочник по элементарной физике". Н.И. Кошкин, М.Г. Ширкевич, М.: "Наука", изд. физико-математической литературы, 1980, стр.59).

В соответствии с законами физики в передаче тепла главную роль играют самые тяжелые молекулы углеводородов, составляющие среды газа: Пропан, Этан, Бутан, Октан и их изомеры (молекулярная масса находится в пределах от 30 (Этан) до 114 кг/моль (n-Октан), см. Табл. 1 ГОСТ 30319.1-96), а у Метана - 16 кг/моль. Тяжелые углеводороды имеют и большую теплотворную способность: от 59 до 213 МДж/м ³ по сравнению с Метаном - 33 МДж/ м³ (теплота сгорания низшая, см. табл.2 ГОСТ 30319.1-96).

Очевидно, при изотермическом сжатии газа (при отборе тепла) происходит сжатие решетки межмолекулярного сита. При этом вероятно прохождение через данное сито молекул малых размеров, и преимущество имеют легкие молекулы Метана.

При изотермическом расширении происходит процесс расширения решетки межмолекулярного сита, увеличивая возможность прохождения более тяжелых молекул (Этана, Пропана и пр.).

Очевидно и другое течение процесса: тяжелые молекулы испытывают больше соударений (взаимодействий) по сравнению с легкими молекулами, что увеличивает вероятность их распада и образования более легких устойчивых молекулярных фракций (Метана и пр.).

Указанный процесс подтверждают данные паспортов природного газа, прослеженные в течение нескольких лет при перекачке газа одноименного месторождения: падение плотности природного газа в стандартных условиях, уменьшение концентраций тяжелых углеводородов и увеличение легких (метана) в зимний период. В летний период процесс обратный.

Транспорт газа по трубам обеспечивает усиление эффекта тепловых потерь за счет явления вязкости, а при увеличении скорости потока - за счет явления турбулентности и пр.

Таким образом, линейное распределение состава газа и стандартизированной плотности, возникающие при перекачке газа, порождает, соответственно, линейное распределение потерь природного газа, которое выражается по прямому расчету в потере массы и по косвенному расчету, через договорную плотность в стандартных условиях, в потере объема газа в стандартных условиях.

При транспорте газа, особенно на большие расстояния, тепловые потери газа являются одними из основных, влияющих на его качество и количество, в основном из-за снижения калорийности газа и плотности в стандартных условиях. Особенно проявляются тепловые потери в зимний период. Так, например, уменьшение плотности в стандартных условиях с величины 0.69 (летом) до 0.67 (зимой) кгс/ м³ (на 3%) приводит к соответственному уменьшению калорийности газа (на 3%). Зная же распределение плотности в стандартных условиях вдоль транспортной магистрали, можно определить реальные сезонные тепловые потери газа на транспорт, начиная от добычи до потребителя. Проведение сезонных измерений изменения плотности газа вдоль транспортных линий позволит определить эффективность теплоизоляции, влияние диаметра трубопровода на потери, влияние материала трубопровода (полиэтилен, сталь и пр.).

Статистические данные по тепловым потерям позволят находить оптимальные пути проектирования магистральных трубопроводов, региональных сетей и сетей местного назначения транспорта газа.

В целом учет тепловых потерь позволит эффективно сводить баланс газа при его поставке между поставщиком и потребителем.