И Е Березняк, С М Нубарян - Учет природного газа с точки зрения термодинамики - страница 1

Страницы:
1 

Таким образом, разработан метод оценки ФТС ЦБН по информа­ции цеховой автоматики для параллельной схемы включения ЦБН. Предусматривается вычисление среднего по цеху обобщенного дефек­та по каждому вектору-измерению цеховых параметров, статистиче­ская обработка результатов вычисления по серии измерений и "расще­пление" сглаженного среднего дефекта на индивидуальные.

Проведена оценка достоверности предложенного метода.

Метод реализован в программном комплексе «Атлас фактических характеристик ЦБН», эксплуатируемом в ДК «Укртрансгаз».

І.Зарицкий С.П. Факторный анализ в социальных исследованиях. - М., 1996.

352 с.

2.Методические указания по проведению теплотехнических и газодинамических расчетов при испытаниях газотурбинных газоперекачивающих агрегатов. - М.: ВНИИГАЗ, 1999. - 51 с.

3.Беккєр М.В., Ільченко Б.С та ін. Метод визначення параметрів фактичного ре­жиму та показників технічного стану ВЦН ГПА в умовах неповноти та невірогідності вхідної інформації. // Нафтова і газова промисловість. - 2002. - №3. - С.104-106.

4.Ильченко Б.С. Определение фактического функционально-технического состоя­ния центробежных нагнетателей газоперекачивающих агрегатов ДК "Укртрансгаз" по данным штатных измерений // Проблемы машиностроения. - 2003. - Т.6, №1. - С.58-65.

Получено 10.09.2008

 

УДК 662.767

И.Е.БЕРЕЗНЯК, С.М.НУБАРЯН

Харьковская национальная академия городского хозяйства

УЧЕТ ПРИРОДНОГО ГАЗА С ТОЧКИ ЗРЕНИЯ ТЕРМОДИНАМИКИ

Рассматривается влияние некоторых термодинамичекских свойств газов на учет газа в газораспределительных сетях.

Актуальными в области энергоучета и энергосбережения есть и остаются вопросы учета природного газа, его экономного и рацио­нального использования. Рассмотрению этого вопроса посвящено множество исследований, однако большинство касается разработки комплекса технических средств и организационных мероприятий, ко­торые направлены на улучшение контроля за использованием природ­ного газа, уменьшение его технологических потерь в распределитель­ных газопроводах и усовершенствование учета газа.

Известно, что необходимый учет и измерение расхода газа не мо­гут быть реализованы без метрологического обеспечения, которое предусматривает наличие соответствующих измерительных средств и нормативных документов по учету, использованию, сочетанию и пере­даче информации от средств измерения.

Анализ исследований в области измерения расхода природного газа показал, что большинство разработок относится к созданию спе­циальных по конструкции измерительных устройств [1-3]. Однако со временем они морально устаревают и требуют соответствующего пе­реоснащения, что, в свою очередь, приводит к значительным финансо­вым затратам газопотребляющих и газопоставляющих организаций на модернизацию средств учета и метрологию.

Информация о качестве природного газа является важной как для его потребителей, так и для производителей. Следовательно, необхо­дима разработка методики перерасчета результатов измерений харак­теристик рабочих жидкостей. Она должна быть основана на знаниях о влиянии параметров рабочей среды (давления, температуры, компо­нентного состава газа) на изменение метрологических характеристик

[4].

Однако не все результаты могут считаться достоверными, так как на результаты соответствующих измерений влияют технологические особенности используемых средств измерения расхода. Также следует учитывать, что в компонентном составе природного газа возможно наличие механических примесей, влаги и прочего, что влияет не толь­ко на результаты измерений, но и на долговечность работы того или иного измерительного прибора.

Рассмотрим некоторые характеристики природного газа, влияю­щие на результаты измерений.

Качество природного газа определяется путем проведения точных анализов, в результате которых устанавливается не только его химиче­ский состав, но также рассчитываются все остальные характеристики, такие как теплота сгорания, плотность, сжимаемость, точка росы по углеводам и др.

Влажность природного газа является важным параметром, кото­рый следует учитывать при транспортировке и учете газа. Наличие влаги в газе обуславливает образование твердых гидратных пробок, увеличивает гидравлическое сопротивление газопроводов при выпаде­нии в них воды, искажает показания расходомеров. В целях уменьше­ния влажности газа и доведения его до требуемых норм на газораспре­делительных сооружениях проводится осушка газа, благодаря чему количество влаги в газе существенно уменьшается.

Очень важным параметром при коммерческом учете газа является его влажность, определяемая по температуре точки росы. Значения температуры точки росы по влаге, согласно ОСТ 51.40.93 «Газы горю­чие природные, поставляемые и транспортируемые по магистральным газопроводам», нормируются в зависимости от климатического районаи времени года. Температура точки росы не зависит от температуры газа, но зависит от его давления.

Известно, что в состав природного газа помимо метана (основной составляющей) входят также более тяжелые газообразные углеводоро­ды (этан, пропан, бутан и др., а также пары воды, углеводородного конденсата, механические примеси). Поэтому, несмотря на проводи­мую осушку и очистку, транспортируемый газ все же имеет в неболь­ших количествах указанные компоненты. Наличие этих компонентов при определенных температурах, давлении и насыщении газа парами воды приводит к переходу газа из газовой фазы в твердую кристалли­ческую, т.е. к образованию кристаллогидратов, которые, создавая пробки, отлагаются на составляющих частях измерительных узлов, что приводит к нарушению их работы.

Измерение влажности является одной из наиболее важных и сложных проблем в процессах, связанных с переработкой и транспор­тировкой различных природных газов. Недостатком многих гидромет­ров является то, что все датчики приборов работают в среде природно­го газа, насыщенного различными примесями (метанол, гликоли, ами­ны, конденсат и др.), которые оказывают негативное воздействие, ис­кажая истинное значение влажности, либо выводят датчик из строя.

Вопросы, относящиеся к контролю качества газа по содержанию влаги, являются актуальными в связи с расширяющимися экспортны­ми поставками газа, которые вызывают усиленный контроль качества поставляемого газа.

Учет природного газа, который заправляется в баллоны автомо­билей на автомобильных газонаполнительных компрессорных станци­ях, ведется с помощью расчетной методики согласно [6] или же с по­мощью прямого измерения объема и расхода газа. Погрешность мето­дики для определения количества газа [6] составляет 5%, что не отве­чает требованиям точности учета природного газа. Вопрос метрологи­ческой и нормативной базы приборов при непосредственном измере­нии расхода газа также не дает точных результатов. Следовательно, для автомобильных газонаполнительных компрессорных станций воз­никает потребность расчета физических свойств природного газа для давлений от 0,1 до 25 МПа.

Наиболее важным и нерешенным остается вопрос нахождения ко­эффициента сжимаемости.

При расчете этого физического свойства также возникают труд­ности. Современные методы расчета коэффициента сжимаемости при­родного газа, приведенные в [5], охватывают диапазон давления от 0,1

до 12 МПа.

Сложность применения этого метода в вычислениях объема при­родного газа состоит в том, что для расчета необходимо иметь данные о полном его компонентном составе. Поэтому используется методика для расчета коэффициента сжимаемости природного газа и углеводо­родных смесей, разработанная на основании принципа соответствен­ных состояний, т.е. расчет осуществляется по приведенным парамет­рам исходной смеси, что дает возможность использовать для расчета уравнение, построенное на основании данных о базовой смеси.

Рассмотренная методика рекомендуется для применения в зада­чах учета природного газа при давлении газового потока до 25 МПа. Основным преимуществом этой методики является то, что она обеспе­чивает расчет коэффициента сжимаемости по упрощенным данным о составе газа и может быть применена в диапазоне давлений от 0,1 до

25 МПа.

Фактор сжимаемости природного газа при стандартных условиях ZCT предлагается вычислять по формуле (24) в [5]

ZCT = 1 - (0,0741 рст - 0,006 - 0,063 ха - 0,0575 ху )2, а псевдокритические давление Рпк и температуру Тпк природного газа -по формулам (48), (49) в [5]:

Pm = 2,9585 (1,608 - 0,05994 рст + ху - 0,392 ха ); Тж = 88,25 (0,9915 + 1,759 рст - ху - 1,681 ха ).

Псевдокритическую плотность природного газа вычисляют по упрощенным данным о составе газа.

Следовательно, сложность этого метода при вычислениях объема газа состоит в том, что для расчета необходимо иметь данные о пол­ном компонентном составе газа. Современные методы расчета коэф­фициента сжимаемости природного газа, приведенные в [5] охватыва­ют диапазон от 0,1 до 30 МПа, имея при этом методическую погреш­ность.

Анализ методов расчета коэффициента сжимаемости в [7] пока­зал, что при давлениях до 10 МПа можно пользоваться любым из рас­смотренных методов вычисления Z и псевдокритических параметров. Погрешность расчета при этом будет менее 5%. Но при давлениях, используемых на автомобильных газонаполнительных компрессорных станциях, то есть превышающих 10 МПа, погрешности расчета коэф­фициента сжимаемости этими методами заметно отличаются. Наибо­лее точными оказались такие методы, как метод Питцера, модифика­ция Барнера, метод расчета Сарема, метод расчета В.В.Латонова -Г. Р. Гуревича.

Выражение В.В.Латонова - Г.Р.Гуревича для вычисления коэф­фициента сжимаемости имеет вид:

Z = (0,4 Lg Тпр + 0,73) №р + 0,1 Рпр. Псевдокритические параметры Тпр и Рпр смеси рекомендуется вы­числять по следующим эмпирическим выражениям Хенкинсона, Тома­са и Филипса:

Рпкр = 0,006894 [709,604 - (М/28,96) 58,718], Тпкр = [170,491 + (М/28,96) 307,44] / 1,8, либо по выражениям В.В.Латонова - Г.Р.Гуревича

Рпкр = [50 - 5 (М/28,96) 0,0980665], Тпкр = 125 [ (М/28,96) + 1]. В этих выражениях молекулярная масса смеси, т. е. непосредст­венно учитываемый состав смеси, вычисляется по формуле

n

М = ^   n j х М j .

1=1

В результате видно явное преимущество предложенной методики расчета коэффициента сжимаемости по сравнению с методами расчета, предложенными в [5], так как этот расчет осуществляется по приве­денным параметрам исходной смеси, которые получены на основании данных о базовой смеси.

Методика расчета показателя адиабаты природного газа разрабо­тана на базе расчетных значений показателя адиабаты природных га­зов, полученных на основании известных термодинамических зависи­мостей и уравнения состояния [8], а также на основании расчетных данных по показателю адиабаты метана.

Относительная погрешность методики при определении показа­теля адиабаты природного газа в диапазоне изменения давления от 0,1 до 25 МПа определена сравнением значений, полученных по рассмот­ренной методике, с результатами расчета показателя адиабаты газовых смесей по методу на основании уравнения состояния [5].

Учитывая, что коэффициент влияния погрешности расчета пока­зателя адиабаты на погрешность определения расхода намного меньше единицы, то данная методика может применяться в задачах учета при­родного газа.

Используется также методика расчета динамической вязкости природного газа, которая разработана на основании расчетных значе­ний вязкости природных газов, полученных с помощью метода, приве­денного в [9].

Относительную погрешность методики при определении дина­мической вязкости природного газа в диапазоне изменения давления от 0,1 до 25 МПа находят в результате сравнения со значениями вязко­сти, полученными по методу [9], с экспериментальными данными вяз­кости природного газа  [6] и расчетными данными о вязкости метана

[6].

Поскольку динамическая вязкость является вспомогательным па­раметром, необходимым для расчета числа Рейнольдса, и влияние по­грешности расчета расхода достаточно мало, то рассмотренная мето­дика может быть применена в задачах учета природного газа.

Представленные параметры лишь дополняют нормативную базу учета газопотребления и дают возможность строить на их основе узлы коммерческого учета природного газа.

Проблема экономии природного газа как одного из основных энергоносителей не может быть решена без надежного и точного его учета.

С целью эффективного использования природного газа, экономии его ресурсов, уменьшения ценового давления на потребителей необхо­димо решать вопросы влияния термодинамических характеристик, состава газа, внешних условий на состояние газообразного топлива.

1.Пистун Е.П. Облік та економія природного газу // Нафта і газова промисловість.

- 2000. - №2. - С.43-47.

2.Гончарук М. И. Анализ причин потерь природного газа // Нафта і газова промисловість. - 2003. - №1. - С.51-53.

3.Строй А.Ф., Ковальов О.В. Комерційні витрати газу та шляхи їх скорочення // Нафта і газова промисловість. - 2000. - №6. - С.49-51.

4.Истомин В.А. Влагомеры конденсационного типа // Газовая промышленность. -2000. - № 12. - С.12-14.

5.ГОСТ 30319.2-96. Газ природный. Методы расчета физических свойств. Опреде­ление коэффициента сжимаемости. - М.: Изд-во стандартов, 1996. - 53 с.

6.Методика измерений объема газа, который подается потребителям на АГНКС. -Харьков, 1996. - 32 с.

7.Гуревич Г.Р., Брусиловский А.И. Справочное пособие по расчету фазового со­стояния и свойств газоконденсатных смесей. - М.: Недра, 1984. - 264 с.

8.Загорученко В.А. Вязкость природных газов и их основных компонентов // Теп-лофизические свойства веществ и материалов. Вып.24. - М.: Изд-во стандартов, 1988. -С.19-23.

9.Голубев И.Ф., Гнездилов Н.И. Вязкость газовых смесей. - М.: Изд-во стандар­тов, 1971. - 267 с.

Получено 18.09.2008

 

УДК 622.691.4

І.І.КАПЦОВ, д-р техн. наук, І.М.РУЗІНА, А.В.СОБОЛЄВА

Український науково-дослідний інститут природних газів, м.Харків

ФІЗИКО-ХІМІЧНИЙ АНАЛІЗ НАКОПИЧЕНЬ В ПОРОЖНИНІ МАГІСТРАЛЬНОГО ГАЗОПРОВОДУ

Аналізуються склад і фізичні властивості накопичень у внутрішній порожнині га­зопроводу. Виконано регресійний аналіз з метою оцінки кореляційної залежності фізи-

Страницы:
1 


Похожие статьи

И Е Березняк, С М Нубарян - Учет природного газа с точки зрения термодинамики