СПОСОБ ИЗМЕРЕНИЯ ОБЪЁМНОГО РАСХОДА ПРИРОДНОГО ГАЗА, ПРИВЕДЕННОГО К СТАНДАРТНЫМ УСЛОВИЯМ Российский патент 2005 года по МПК G01F1/34 

Изобретение относится к технике измерения объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям, и может быть преимущественно применено в учете и распределении природного газа при поставке и потреблении по трубопроводной сети.

Известен способ [1] измерения объемного расхода газа, в котором в качестве информационных параметров используют давление газа и время распространения ультразвуковых сигналов, излучаемых по направлению движения потока и против него, между двумя преобразователями в мерном участке трубопровода, а объем газа, приведенный к стандартным условиям при опорных значениях температуры, давления и плотности газа, определяют по формуле (1).

где Q₀ - объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям;

А - геометрический параметр мерного участка трубопровода;

χ - показатель адиобаты газовой среды;

р - давление газа в мерном участке трубопровода;

t₁, t₂ - время распространения ультразвуковых сигналов между преобразователями по потоку и против него;

с - скорость ультразвука в газовой среде;

ρ₀ - плотность газа в стандартных условиях.

Способ [1], примененный в ультразвуковом газовом расходомере-счетчике, имеет высокую погрешность измерений, более 5%, при движении газа в потоке по трубопроводу из-за низкой разрешающей способности определения разности времен t₂-t₁, обусловленной тем, что скорость распространения ультразвука в газовой среде зависит не только от давления, она также зависит: от температуры газа, его компонентного состава, места положения ультразвукового канала между преобразователями при заданной его ориентации в трубопроводе.

Известен способ [2] измерения объемного расхода жидких и газообразных сред, заключающийся в том, что в измерительном участке трубопровода устанавливают тело обтекания для формирования за ним вихрей в движущемся газовом потоке и измеряют частоту вихреобразования, прямо пропорциональную скорости потока. Способ [2] при транспортировке газа по трубопроводной сети имеет низкую точность измерений, зависящую от температуры газа и от уровня помех, вызванных пульсацией движущегося потока при обтекании местных сопротивлений в конструкции трубопровода, а также вибрацией трубопроводов, гармонические частоты которых совпадают с частотами образования вихрей, сформированных после тела обтекания. Погрешность измерений объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям, по способу [2] при воздействии указанных факторов может превышать 10%.

Известен также способ [3] измерения объемного расхода газообразных сред, заключающийся в том, что в измерительном участке трубопровода с калиброванным каналом устанавливают турбинку с датчиком углового положения турбинки и измеряют угол поворота турбинки, значение которого пропорционально объему движущегося газа в потоке по калиброванному каналу. При малых и переменных скоростях газового потока, движущегося по калиброванному каналу, способ [3] имеет повышенную погрешность измерений объемного расхода газа, более 8%, из-за влияния на вращение турбинки момента сопротивления в ее опорах, из-за наличия зазора между калиброванным каналом и лопастями турбинки, из-за инерционности по скорости вращения (углу поворота) турбинки.

Наиболее близким техническим решением заявляемому способу измерения объемного расхода природного газа, приведенного к стандартным условиям, является способ [4], взятый в качестве прототипа, заключающийся в том, что в измерительном участке трубопровода с заданным поперечным сечением устанавливают сужающее устройство, дросселируют движущийся поток газа, измеряют абсолютное давление газа до сужающего устройства, перепад давления на сужающем устройстве и температуру газа, данные измерений передают на корректор (вычислитель), в корректоре вычисляют объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям за отчетный цикл измерений, по уравнению (2)

где q_c1 - объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям, на стороне потребителя;

C_q1 - постоянный коэффициент уравнения за межповерочный период времени;

p₁ - давление газа в трубопроводе;

Δp₁ - перепад давления газа на сужающем устройстве;

ρ_c - плотность газа в стандартных условиях (стандартные значения параметров газа: температура Т_с=293,15 К=20°С, давление р_с=101325 Па);

K₁ - коэффициент сжимаемости (показатель адиобаты), зависящий от давления, абсолютной температуры и компонентного состава газа;

T₁ - абсолютная температура газа за отчетный цикл измерений, К.

Способ [4] имеет повышенную погрешность измерений из-за обмена энергией между газом и внешней средой при транспортировке газа по трубопроводной сети. При транспортировке газа по протяженной трубопроводной сети из-за обмена энергией между газом и внешней средой изменяется температура газа, что не учитывается в способе [4]. В основе способа [4] измерения объемного расхода, приведенного к стандартным условиям, взято уравнение Бернулли для неразрывного потока несжимаемой среды по трубопроводу, учитывающее преобразование потенциальной энергии сил тяжести и давления только в чисто кинетическую механического вида в любом сечении трубопровода для адиобатного (изоэнтропического) процесса (без теплообмена с окружающей средой, когда тепло, сообщенное в процессе, равно нулю). Неравенство температур газа, транспортируемого по трубопроводной сети, в точках измерения (узлах учета) у поставщика и потребителя вносит погрешность в измерения объемного расхода газа, вычисляемого по формуле (2), так как не соблюдаются условия единства измерения. В этом проявляется физическая сущность небаланса объемного расхода газа, поданного поставщиком в трубопроводную сеть и принятого из трубопроводной сети потребителем. Из-за обмена энергией между газом и внешней средой относительная погрешность измерения объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям, транспортируемого по протяженному трубопроводу, по способу [4] в разных удаленных друг от друга сечениях (узлах учета) протяженного трубопровода может превышать 5%.

Уменьшение небаланса объема природного газа, поданного поставщиком в трубопроводную сеть и принятого потребителями из сети, является одной из технических задач учета (измерения) объемного расхода газа. В отечественной практике учета природного газа, например, через трубопроводные сети ГУП “Мособлгаз” поставляется газ в объеме 16 млрд м³ в год, из них 1-3% оказываются небалансом, являющимся прямыми потерями газораспределительной организации [5].

Целью заявляемого изобретения является повышение точности измерения объемного расхода природного газа, приведенного к стандартным условиям, транспортируемого по трубопроводной сети.

Поставленная цель достигается тем, что на измерительном участке трубопровода с заданным поперечным сечением устанавливают сужающее устройство, дросселируют движущийся поток газа, измеряют абсолютное давление газа до сужающего устройства, перепад давления на сужающем устройстве и температуру газа в узле учета (измерения) расхода газа в трубопроводной сети на стороне потребителя, а также измеряют температуру газа в узле учета на стороне поставщика, по данным измерений у потребителя определяют за отчетный цикл измерений объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям, по уравнению (2):

Дополнительно определяют разность температур газа в узлах учета у потребителя и поставщика за отчетный цикл измерений в синхронные интервалы времени, а объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям, измеренный в узле учета потребителя, корректируют по уравнению (3):

где q_c1 - объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям, на стороне потребителя;

C_q1 - постоянный коэффициент уравнения за межповерочный период времени;

p₁ - давление газа в трубопроводе;

Δp₁ - перепад давления газа на сужающем устройстве;

ρ_c - плотность газа в стандартных условиях (стандартные значения параметров газа: температура Т_с=293,15 К=20°С, давление р_с=101325 Па);

K₁ - коэффициент сжимаемости (показатель адиобаты), зависящий от давления, абсолютной температуры и компонентного состава газа;

q_c2 - объемный расход газа у потребителя, приведенный к стандартным условиям с коррекцией по температуре газа;

T₁, T₂ - абсолютная температура газа за отчетный цикл измерений в синхронные интервалы времени в узлах учета потребителя и поставщика соответственно, К.

Уравнение (3) в заявляемом способе выведено путем математических преобразований уравнения (2) в согласии с законом Гей-Люссака и уравнением состояния Менделеева-Клапейрона для идеального газа при постоянном давлении и массе для синхронных интервалов времени измерений на основании того, что реальные газы или смеси реальных газов можно считать идеальными, когда отсутствуют силы межмолекулярного взаимодействия, когда газы не вступают друг с другом в химические реакции, когда их агрегатные состояния далеки от фазовых превращений. Процесс измерения объемного расхода природных газов при транспортировке их по трубопроводам в газовой сети полностью соответствуют перечисленным условиям.

Абсолютная погрешность (небаланс) измерения объемного расхода газа в виде разности уравнений (3) и (2) приведена в уравнении (4).

где dq - абсолютная погрешность (небаланс) измерения объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям, транспортируемого по трубопроводной сети и сопровождаемого процессами теплообмена с окружюшей средой.

Из уравнения (4) следует, что при положительной разности температур газа, транспортируемого по трубопроводной сети, в узлах учета расхода на сторонах потребителя и поставщика в синхронные интервалы времени объемный расход газа у потребителя, вычисленный по формуле (2), меньше объема газа, поступившего в трубопроводную сеть от поставщика и принятого потребителем, а при отрицательной разности температур газа наоборот.

Проверка заявляемого способа измерения объемного расхода природного газа, приведенного к стандартным условиям, в г. Екатеринбурге на действующей газовой сети ОАО “Екатеринбурггаз” в составе одного поставщика Уралсевергаз и двух поребителей Свердловской ТЭЦ и ОАО “Уралмаш” показала, что применение способа повысило точность измерений (снизило небаланс с 1,7% до 0,1%).

Таким образом, по сравнению с известными способами заявляемый способ позволяет повысить точность измерений объемного расхода природного газа, приведенного к стандартным условиям, транспортируемого по трубопроводной сети.

Источники информации

1. Ультразвуковой газовый расходомер-счетчик. Патент RU 2165598, МПК⁷ G 01 F 1/66, 15/04, 07.10.1999.

2. Универсальный вихревой расходомер. Патент RU 2192623, Int. Сl⁷ G 01 F 1/32, 13.11.2000.

3. Турбинный расходомер. Заявка 2000116813/03, Int. Cl⁷ E 21 В 47/10, G 01 F 1/075, 26.06.2000.

4. ГОСТ 8.563.1,2-97 Межгосударственный стандарт. Измерение расхода и количества жидкостей и газов методом переменного перепада давления. 1. Диафрагмы, сопла ИСА 1932, трубы Вентури, установленные в заполненных трубопроводах круглого сечения. 2. Методика выполнения измерений с помощью сужающих устройств.

5. Б.М.Беляев, В.Г.Патрикеев (ВНИИМС), О.М.Ляпина, В.Н.Царьков (Мособлгаз), Э.А.Егорова, Ю.Е.Колосков (Мосгаз), Как свести баланс при газораспределении по алгоритму ВММ, Коммерческий учет энергоносителей. Материалы 13-ой Международной научно-практической конференции 24-26 апреля 2001 г. Под редакцией В.И.Лачкова, Санкт-Петербург, Борей-Арт, 2001 г.

Использование: для измерения объемного расхода природного газа. Сущность заключается в том, что в измерительном участке трубопровода с заданным поперечным сечением устанавливают сужающее устройство, дросселируют движущийся поток газа, измеряют абсолютное давление газа до сужающего устройства, перепад давления на сужающем устройстве и температуру газа в узле учета расхода газа в трубопроводной сети на стороне потребителя, а также измеряют температуру газа в узле учета на стороне поставщика, по данным, измеренным у потребителя, определяют за отчетный цикл измерений объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям, по уравнению

дополнительно определяют разность температур газа в узлах учета у потребителя и поставщика за отчетный цикл измерений в синхронные интервалы времени, а объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям, измеренный в узле учета потребителя, корректируют по уравнению

где q_c1, q_c2, C_q1, p₁, Δp₁, ρ_c, K₁, T₁, Т₂ - соответственно: объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям на стороне потребителя; объемный расход газа у потребителя, приведенный к стандартным условиям с коррекцией по температуре газа; постоянный коэффициент уравнения за межповерочный период времени; давление газа в трубопроводе; перепад давления газа на сужающем устройстве; плотность газа в стандартных условиях; коэффициент сжимаемости (показатель адиабаты); абсолютная температура газа за отчетный цикл измерений в синхронные интервалы времени в узлах учета потребителя и поставщика. Технический результат: повышение точности измерений.

Способ измерения объемного расхода природного газа, приведенного к стандартным условиям, заключающийся в том, что в измерительном участке трубопровода с заданным поперечным сечением устанавливают сужающее устройство, дросселируют движущийся поток газа, измеряют абсолютное давление газа до сужающего устройства, перепад давления на сужающем устройстве и температуру газа в узле учета расхода газа в трубопроводной сети на стороне потребителя, а также измеряют температуру газа в узле учета на стороне поставщика, по данным, измеренным у потребителя, определяют за отчетный цикл измерений объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям, по уравнению

отличающийся тем, что дополнительно определяют разность температур газа в узлах учета у потребителя и поставщика за отчетный цикл измерений в синхронные интервалы времени, а объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям, измеренный в узле учета потребителя, корректируют по уравнению

где q_с1 - объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям на стороне потребителя;

C_q1 - постоянный коэффициент уравнения за межповерочный период времени;

p₁ - давление газа в трубопроводе;

Δp₁ - перепад давления газа на сужающем устройстве;

ρ_с - плотность газа в стандартных условиях;

K₁ - коэффициент сжимаемости (показатель адиабаты);

q_c2 - объемный расход газа у потребителя, приведенный к стандартным условиям с коррекцией по температуре;

T₁, Т₂ - абсолютная температура газа за отчетный цикл измерений в синхронные интервалы времени в узлах учета потребителя и поставщика соответственно.