X Международная студенческая научная конференция Студенческий научный форум - 2018

С каждым годом увеличивается потребление природного газа, поэтому его учет на всех стадиях производства становится очень актуальным. Россия – крупнейший экспортер данного топлива, поэтому проблемы его учета являются для страны первостепенными. В настоящее время действует следующая схема доставки голубого топлива» потребителям: от газодобывающего предприятия к газотранспортным организациям, далее через газораспределительные станции к газораспределительным организациям, а затем уже к потребителям. Поэтому так и необходимо проектирование узлов учета газа, ведь на каждом этапе возможны потери сырья.

Учет у крупных поставщиков газа ведется централизованно, а вот потребители используют разные варианты его контроля. Основными способами учета природного газа являются: использование расчетных методик, узлов учета газа или обычных газовых счетчиков с корректорами газа.

Современные измерительные комплексы газа состоят из множества элементов, каждый из которых является сложным электронным программируемым прибором, что, с одной стороны, повышает точность учета расхода газа, а с другой – увеличивает вероятность некорректных измерений и вычислений количества расхода газа при неверной эксплуатации каждой из его составляющих и измерительной системы в целом.

Несовершенство системы учета газа и невысокая точность узлов коммерческого учета являются основными причинами неэффективного использования природного газа, небаланса и финансовых потерь в системе поставщик – потребитель.

Природный газ – это наиболее экологически чистый и экономически эффективный энергоноситель современности, не имеющий цвета и запаха. Неприятный аромат бытового газа придается ему искусственно, с помощью одоранта, с целью возможности предотвращения его утечки и дальнейших неприятных последствий, связанных с взрывоопасностью данного вещества. Операция по введению в газ пахучих веществ называется одоризацией, а вводимое вещество – одорантом.

Природный газ имеет ряд преимуществ по сравнению с другими видами топлива и сырья:

• стоимость добычи природного газа значительно ниже, чем других видов топлива; производительность труда при его добыче выше, чем при добыче нефти и угля;

• отсутствие в природных газах оксида углерода предотвращает возможность отравления людей при утечках газа;

• при газовом отоплении городов и населенных пунктов гораздо меньше загрязняется воздушный бассейн;

• при работе на природном газе обеспечивается возможность автоматизации процессов горения, достигаются высокие КПД;

• высокие температуры в процессе горения (более 2000 °С) и удельная теплота сгорания позволяют эффективно применять природный газ в качестве энергетического и технологического топлива.

Химический состав природного газа достаточно прост. Основными его составляющими являются метан (СН₄), диоксид углерода (СО₂) и азот (N₂). Основным компонентом газа является метан (CH₄) – простейший углеводород (органическое соединение, состоящее из атомов углерода и водорода), содержание которого зависит от месторождения.

В зависимости от содержания метана выделяются две основные группы природного газа:

• Природный газ группы H (Н–газ, т.е. высококалорийный газ) в связи с высоким содержанием метана (от 87 % до 99 %) является самым высококачественным.

• Природный газ группы L (L–газ, т.е. низкокалорийный газ) – это природный газ с менее высоким содержанием метана – от 80 % до 87 %. Если требования по качеству не выполняются, то часто газ нельзя поставлять непосредственно конечному потребителю без дополнительной переработки.

Состав природного газа не постоянен и меняется от месторождения к месторождению. А соответственно изменяются и его физические характеристики. Не существует двух месторождений с абсолютно одинаковым составом газа

Ориентировочные физические характеристики (зависят от состава):

• Плотность: от 0,7 до 1,0 кг/м³ (сухой газообразный, при нормальных условиях) либо 400 кг/м³ (жидкий).

• Температура возгорания: t = 650 °C.

• Теплота сгорания одного м³ природного газа в газообразном состоянии при нормальных условиях: 28-46 МДж, или 6,7-11,0 Мкал.

• Легче воздуха в 1,8 раз, поэтому при утечке не собирается в низинах, а поднимается вверх.

Обладая такими преимуществами перед другими энергоносителями как, например, экономичность и экологичность, природный газ приобретает все большее значение в промышленности и бытовых хозяйствах.

Для измерений объёма газа применяют такие методы, как:

метод переменного перепада давления (с помощью сужающих устройств или осредняющих напорных трубок);

измерение параметров газа с помощью турбинных, ротационных и вихревых расходомеров и счётчиков;

измерение параметров газа с помощью осредняющих напорных трубок «ANUBAR».

В информационно измерительных системах, как правило, непрерывно измеряется давление и температура газа, а плотность газа вводится как условно-постоянная величина. Плотность рассчитывают в лабораториях, после определения компонентного состава газа с помощью хроматографа и передают её на узел учёта газа (потребителю). Расчёт плотности могут проводить с разным интервалом времени, например каждый день, через 1 день, через 2 дня, через 3 дня, через 7 дней, раз в месяц и раз в год. В реальности же, плотность природного газа (смеси газов с нескольких месторождений) в трубопроводе изменяется постоянно. А с введением ГОСТ Р 8.882-2015 «ГСИ. Объём природного газа. Методика расчёта погрешности измерений объёма природного газа при стандартных условиях. Основные положения», необходимо учитывать влияние изменения плотности, как условно-постоянной величины, на погрешность измерения объёмного расхода природного газа.

На графике наглядно видно, что с увеличением интервала ввода информации, значения плотности газа увеличивается и погрешность его расхода. Название кривой - «Без учёта ГОСТ», говорит о том, что погрешность рассчитывалась без учёта требований ГОСТ Р 8.882-2015. Название кривой – «С учётом ГОСТ и ППГ», говорит о том, что погрешность рассчитывалась с учётом требований ГОСТ Р 8.882-2015 и с введением в узел учёта плотномера типа ППГ.

Таким образом, введение плотности природного газа как условно-постоянной величины (УПВ) на большой промежуток времени, приводит к росту погрешности измерения объёмного расхода природного газа. Но внедрение в узел учёта плотномера, с периодом измерений плотности раз в 15 секунд и ввода её как УПВ, позволит минимизировать влияние изменения плотность на погрешность измерения объёмного расхода природного газа.

График 1. Сравнение погрешностей

Список используемых источников:

ГОСТ Р 8.882-2015 Государственная система обеспечения единства измерений (ГСИ). Объем природного газа. Методика расчета погрешности измерений объема природного газа при стандартных условиях. Основные положения.

ГОСТ Р 8.741-2011 Государственная система обеспечения единства измерений (ГСИ). Объем природного газа. Общие требования к методикам измерений.

ГОСТ 31371.7-2008 Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 7. Методика выполнения измерений молярной доли компонентов.

Код для цитирования: Скопировать