Спосіб визначення витрати транспортованого газу

Спосіб визначення витрати транспортованого газу, який включає вимірювання на вході та виході нагнітача тиску - рвх, рвих, температури газу - t вх. tвих та частоти обертання нагнітача - n, який відрізняється тим, що попередньо для нагнітача витрата газу, через який визначають, апроксимують паспортні характеристики e = f(Qпр), де e - ступінь стискання газу, а Qпр - приведена витрата газу через нагнітач, для усіх, існуючи х в паспорті значень швидкості обертання нагнітача, та паспортну характеристику hпол = f(Qпр), де hпол - політропний кое фіцієнт корисної дії, і запам'ятовують одержані значення коефіцієнтів апроксимації характеристик e = f(Qпр) - {Aij}, де і – номер характеристики e = = f(Qпр), і = 1,2,¼, починаючи з характеристики для частоти обертання nmin, а j - степені одночленів апроксимуючого багаточлена, і значення коефіцієнтів апроксимації характеристики hпол = f(Qпр) - {Dl}, де l - степені одночленів апроксимуючого багаточлена, l = 0,1,2,¼, додатково визначають густину сухого газу в нормальному стані r н, молярну концентрацію азоту - N N2 та двоокису вуглецю Запропонований винахід належить до техніки вимірювання витрат рідинних та газоподібних середовищ та призначений для оперативного визначення витрат транспортованого газу через нагнітач газоперекачувального агрегату компресорних станцій магістральних газопроводів. Відомий спосіб визначення витрат газу по нитках газопроводу з міжнитковими перемичками (А. с. СРСР № 1490490, кл. G 01F 1/34, 1989, БВ № 24), що підключені до виходів установок охолодження компресорних станцій, що включає вимірювання витрат транспортованого газу через компресорні цехи та вимірювання температури газу за міжнитковими перемичками та на виході установок охолодження газу, зміна режиму роботи однієї або декількох установок охолодження, додаткове вимірювання після стабілізації температурного режиму течії газу по нитках температури газу за міжнитковими перемичками та на виході тих установок охолодження, режим яких було змінено та визначення витрат газу по кожній з ниток трубопроводу шля хом вирішення системи "n" рівнянь виду ìQнi = Qi ± å qпi ï í ' ' ' ïQнi t нi - t нi = Qi t уi - t уi ± å q нj ´ t пj - t пj , î ( ) де: Qні - витрата газ у по і-ій нитці газопроводу; Qі - витрата газу через і-у установку охолодження; qнj - витрата газ у по j-ій перемичці; t' ні, t ні – відповідно, температура газу в і-ій нитці газопроводу за міжнитковою перемичкою до та після зміни режиму роботи установок охолодження; t' уі, t уі – відповідно, температура газу на виході і-ої установки охолодження газу до та після зміни режиму роботи установок охолодження; t' пj, tпj – відповідно, температура газу в j-ій перемичці до та після зміни режиму роботи установок охолодження, що дорівнює найбільшій з температур на виході установок охолодження газу, з якими через нитки газопроводу з'єднана j-a перемичка; і - порядковий номер нитки газопроводу; (11) ) UA ) ( (19) ( 39291 (13) A NCO2 в транспортованому газі та обчислюють псевдокритичний тиск - РПК, та псевдокритичну температур у - ТПК. Після кожного вимірювання за значеннями рвх, рвих, t вх, t вих, РПК та ТПК розраховують проміжні параметри, які характеризують процес перекачування газу через нагнітач, обирають коефіцієнти апроксимації характеристики e = f(Q пр), відповідної виміряному значенню частоти обертання нагнітача, та визначають витрату газ у через нагнітач шляхом вирішення рівняння e = f(Qпр). 39291 j - порядковий номер міжниткової перемички; n - число ниток газопроводу, при цьому вибір установок охолодження, режим яких змінюється, здійснюють, виходячи з умови з'єднання їх виходів з міжнитковими перемичками газопроводу, при якому забезпечується зв'язок кожної перемички в крайньому разі одним її кінцем через нитку газопроводу з виходом однієї з цих установок охолодження газу. Даний спосіб визначення витрат газу також, як і запропонований спосіб визначення витрат транспортованого газу, включає вимірювання температури газу. Однак відсутність вимірювання числа обертів нагнітача, тиску та температури газу на вході та на виході нагнітача, густини сухого газу у нормальному стані, молярної концентрації азоту та двоокису вуглецю в транспортованому газі не дозволяє, визначити витрати газу через окремий нагнітач та різко обмежує область застосування даного способу. Найбільш наближеним за технічною сутністю є спосіб визначення витрат транспортованого газу в системі газопроводів (А. с. СРСР № 1215008, кл. G 01F 1/34, 1986, БВ № 8), який включає вимірювання тиску та температури транспортованого газу на вході та ви ході нагнітача, числа обертів нагнітача, підключеного до контрольованого газопроводу, відділеному від іншої системи газопроводів, та розрахунок витрат газу через нагнітач при спільному використанні паспортної залежності нагнітаéN ù ча ê i ú = f Q пр та залежності, що зв'язує параë g н ûпр Даний спосіб визначення витрат газу так, як і запропонований спосіб визначення витрат транспортованого газу включає вимірювання тиску та температури газу на вході та виході нагнітача та частоти обертання ротору нагнітача. Однак відсутність вимірювання густини сухого газу в нормальному стані, молярної концентрації азоту та двоокису вуглецю в транспортованому газі не дозволяє визначити витрати газу оперативно, без відділення нагнітача, витрати газу через який визначаються, від решти нагнітачів на компресорній станції і різко обмежує область застосування даного способу. В основу запропонованого винаходу поставлена задача удосконалення засобу визначення витрат транспортованого газу шляхом розширення області його застосування за рахунок оперативного визначення витрат газу через нагнітач без відділення від нього інших нагнітачів, працюючих на компресорній станції. Поставлена задача вирішується тим, що у відомому способі визначення витрат транспортованого газу, що включає вимірювання на вході та виході нагнітача тиску - рвх, рвих, температури газу tвх, tвих та частоти обертання ротору нагнітача - n, згідно винаходу, попередньо для нагнітача, витрату газу через який визначають, апроксимують паспортні характеристики e = f(Qпр), де e - ступінь стискання газу, а Qпр - приведена витрата газу через нагнітач, для всіх існуючих в паспорті значень частот обертання нагнітача, та паспортну характеристику hпол = f(Qпр) де hпол - політропний коефіцієнт корисної дії, та запам'ятовують отримані значення коефіцієнтів апроксимації характеристик e = f(Qпр) - {Аіj}, де і - номер характеристики e = f(Qпр), і = = 1,2,..., починаючи з характеристики для частоти обертання nmin, a j - степені одночленів апроксимуючого многочлену, j = 0,1,2,... та значення коефіцієнтів апроксимації характеристики hпол = f(Qпр)- {Dl}, де l - степені одночленів апроксимуючого многочлену, l = 0,1,2,.... додатково визначають густину сухого газу в нормальному стані - r н, молярну концентрацію азоту – NN2 та двоокису вуглецю ( ) метри транспортованого газу A ù n 2 é Ni ù k Z ´ R ´ T éæ P2 ö æ ö = ´ ´ êç ÷ - 1ú ´ ç н ÷ ´ Qпр , ê ú êç P1 ÷ ú è n ø gн ûпр k - 1 6120 ë ëè ø û де æT ö lgç 2 ÷ çT ÷ A= è 2ø ; æP ö lgç 2 ÷ çP ÷ è 2ø NCO2 в транспортованому газі та розраховують псевдокритичний тиск – РПК; та псевдокритичну температуру - ТПК, після кожного вимірювання за значеннями рвх, рвих, tвх, tвих, РПК та Т пк розраховують проміжні параметри, які характеризують процес перекачування газу через нагнітач, обирають коефіцієнти апроксимації характеристики e = f(Q пр), відповідної виміряному значенню частоти обертання нагнітача, та визначають витрату газ у через нагнітач шляхом вирішення рівняння e = f(Qпр). Введення для нагнітача, витрату газ у через який визначають, попередньої апроксимації паспортних характеристик e = f(Q пр) для усіх наведених в паспорті значень частоти обертання ротору нагнітача, та паспортної характеристики hпол = = f(Qпр), запам'ятовування одержаних значень коефіцієнтів апроксимації характеристик e = f(Qпр) - {Аіj} та значень коефіцієнтів апроксимації характеристики hпол = f(Q пр) - {Dl}, додаткового визначення густини сухо го газу в нормальному стані, молярної концентрації азоту та двоокису вуглецю в транспортованому газі, обчислення псевдокри éNi ù ê ú = f Qпр - приведена відносна внутріë g н û пр шня потужність нагнітача, кВт/(кг/м 3); gн - густина газу на вході в нагнітач за умов всмоктування, кг/м 3; Qпр - об'ємна витрата газу, приведена до умов приведених характеристик нагнітача, м 3/хв; k - показник адіабати газу; Z - коефіцієнт стисливості транспортованого газу за умов всмоктування; R - газова стала, Дж/(кг×К); Р1 та Р 2 – відповідно, тиск газу на вході та виході нагнітача, кгс/см 2; Т1 та Т2 – відповідно, температура газу на вході та ви ході нагнітача, K; nн - номінальна частота обертання нагнітача, об/хв; n - фактична частота обертання нагнітача, об/хв. ( ) 2 39291 тичного тиску та псевдокритичної температури, а, після кожного вимірювання, розрахунок за значенням р вх, рвих, tвх, tвих, РПК та Тпк проміжних параметрів, які характеризують процес перекачування газу через нагнітач, вибір коефіцієнтів апроксимації характеристики e = f(Qпр), що відповідає виміряній частоті обертання нагнітача, та визначення витрати газу через нагнітач шляхом вирішення рівняння e = f(Q пр), дозволяє суттєво розширити область застосування способу, тому як за запропонованим способом витрату газу через нагнітач визначають без відділення його від інших, працюючих з ним сумісно на компресорній станції нагнітачів, практично в масштабі реального часу, тому запропонований спосіб можливо застосовувати як для оперативного контролю витрати газу на компресорній станції, так і з іншою метою, наприклад, для оперативного визначення витрат газу в системах антипомпажного захисту. На кресленнях наведені: фіг. 1 - приклад системи, яка реалізує запропонований спосіб; фіг. 2 - схема виконання запропонованого способу: фіг. 3 - алгоритм вирішення рівняння e = f(Qпр). Система, що реалізує запропонований спосіб, вміщує перший блок збору інформації 1, другий блок збору інформації 2, блок керування 3, блок виводу 4, з'єднаний з блоком керування 3, двонаправлену шину 5, яка з'єднує блок керування 3 з першим 1 та другим 2 блоками збору інформації. Перший блок збору інформації 1 вміщує давачі 6-1, 6-2, 6-3, 6-4, 6-5 для вимірювання тиску і температури, відповідно, на вході та на ви ході нагнітача та частоти обертання нагнітача і блок перетворення та керування 7, до входів якого підключені давачі 6-1, 6-2, 6-3, 6-4, 6-5. Блок збору інформації 2 може бути реалізований аналогічно реалізації блоку 1 при наявності відповідних давачів - давачів вимірювання густини сухого газу в нормальному стані - r н, вимірювання молярної концентрації N2 та СО2 і, в цьому випадку, час знімання інформації може не перевищувати, наприклад, 1 хвилину, за відсутністю вказаних давачів на компресорній станції проби газу відбираються вручну, і вказані параметри визначаються в лабораторії та вручну уводяться в систему, в цьому випадку час знімання інформації може досягати, наприклад, декількох годин, а блок збору інформації 2 може бути виконано у вигляді послідовно з'єднаних блоку ручного уведення інформації та блоку видавання її до блоку керування 3. Блок керування 3 здійснює керування збором інформації - видає до блоку збору інформації 1 команди на знімання інформації від давачів та приймає від нього інформацію про значення параметрів, а до блоку збору інформації 2 або видає команди на знімання інформації від давачів та приймає від нього інформацію про значення параметрів, або, одержавши від блоку 2 сигнал про готовність інформації, організує її приймання, підготовлює одержану інформацію до використання та організує виконання розрахунків з визначення витрати газу, величина якої видається до блоку виводу 4 і, або виводиться на друк, або індукується, наприклад, за допомогою дисплею. Блок керування 3 може бути реалізовано, наприклад, на базі стандартної ПЕОМ. Вимірювання значень тиску рвх рвих, температури - tвx, tвиx газу та частоти обертання нагнітача - n організує блок керування 3, в залежності від призначення визначеної витрати газу або періодично, або в моменти часу, що визначаються завданими умовами, видаючи команду на вимірювання їх значень до блоку 1. Визначення значень густини сухого газу в нормальному стані - r н , молярних концентрацій азоту – N2 та двоокису вуглецю – CO2 в транспортованому газі також організує блок керування 3, в залежності від призначення визначеної витрати газу та наявності відповідних давачів або періодично, або в моменти часу, що визначаються завданими умовами, або при одержанні сигналу про наявність інформації від блоку 2, видаючи команду на вимірювання їх значень, або дозвіл на передачу інформації до блоку 2. При цьому, внаслідок того, що дані параметри змінюються в багато разів повільніше, ніж тиск, температура та частота обертання нагнітача, час між вимірюваннями значень r н, N N2 та NCO2 повинен бути більше, ніж час між вимірюваннями значень рвх, рвих, tвх, tвих та n. Степені j та l одночленів апроксимуючих многочленів обираються, виходячи з потужності та швидкодії обчислювальної системи блоку 3 таким чином, щоб забезпечити задану тривалість виконання розрахунку витрати газу, що особливо актуально в випадку використання розрахованих витрат газу в системах антипомпажного захисту. Визначення витрат транспортованого газу здійснюється за формулами, виведеними з рівнянь руху та нерозривності газодинаміки та рівняння стану газу (Трубопроводный транспорт нефти и газа / Под общей редакцией проф. В.А.Юфина. М.: Недра, 1978. - С. 199) та за паспортними характеристиками нагнітача. Спосіб визначення витрат транспортованого газу реалізується наступним чином. Попередньо для конкретного нагнітача апроксимують за допомогою многочлену, наприклад, другої степені, паспортні характеристики e = f(Qпр) для кожного наведеного в паспорті значення швидкості обертання нагнітача, та паспортну характеристику hпол = f(Qпр) за допомогою многочлену, наприклад, третього степеня. Одержані значення коефіцієнтів апроксимації характеристик e = f(Qпр) - Аі0 , Aі1 , Аі2 для кожного значення швидкості обертання та значення коефіцієнтів апроксимації характеристики hпол = f(Qпр) - D0 , D1 , D2, D3 запам'ятовують та використовують при визначенні витрати транспортованого газу. Значення густини сухого газу в нормальних умовах - r н, молярних концентрацій азоту – N N2 та двоокису вуглецю - NCO2 в транспортованому газі, як зазначалось вище, визначаються блоком 2 та видаються до блоку керування 3, який за значеннями r н, N N2 , NCO2 обчислює значення псевдокритичного тиску та псевдокритичної температури за формулами: [ ] 2 PПК = 30,618´ 0,05993´ (26, 831- rн ) + NCO 2 - 0,392´ N N 2 , кг/с м [ ] Т ПК = 88,25 ´ 1,7591´ (0,56364+ r н ) - NCO 2 - 1,681´ N N 2 , К, 3 39291 де: r н - густина сухого газ у в нормальному стані, кг/м 3; N N2 - молярна концентрація азоту в транспортованому газі в частках одиниці; NCO2 - молярна концентрація двоокису вуглецю в транспортованому газі в частках одиниці. Розраховані значення псевдокритичного тиску та псевдокритичної температури запам'ятовують до моменту наступного визначення густини сухого газу в нормальному стані та молярних концентрацій азоту та двоокису вуглецю. Значення тиску - рвх, рвих температури – tвх, tвих газу та частота обертання нагнітача - n вимірюють в моменти часу, які задаються блоком керування 3, який видає команду на вимірювання цих параметрів до блоку збору інформації 1, останній вимірює параметри та одержані значення цих параметрів видає до блоку керування 3, в якому обчислюються наступні проміжні параметри, які характеризують процес перекачування газу через нагнітач - абсолютний тиск на вході - Pвx та на ви ході Рвих нагнітача, приведений тиск на вході – Рпр.вх та на виході – Pпр.вих нагнітача, абсолютна температура на вході – Твх та виході - Твих нагнітача, приведена температура на вході - Тпр.вх та виході – Тпр.вих нагнітача, середній приведений тиск - Рпр.ср, середня приведена температура на вході - Тпр.ср, густина газу за повітрям dв, газова стала - R, приведений коефіцієнт стисливості газу на вході – Zвx та на виході – Zвиx нагнітача, середній приведений коефіцієнт стисливості газу - Zc p, середній привеdср дений коефіцієнт теплоємкості газу та коеR фіцієнт ізобаричної стисливості газу - X, а також значення змінної - А, необхідне для розрахунку витрати газу. Вказані проміжні параметри обчислюються за наступними формулами: Pвх = p вх + 1 033 ; , Pпр.вх = Pпр.вих = Т вх = t вх + 273 ,15 ; T = вх ; TПК Pпр.ср = 0,5 ´ ( Pпр.вх + Pпр.вих ) dв = Zвх rн ; 1,206 Далі завдаються середнім значенням температури - tcp = 0,5 ´(tвх+tвих) та визначають розрахункові вихідну температуру - ТК та тиск – РК за формулами: ( Pвих ; PПК m k = hпол ´ ; m -1 k -1 T = вих ; TПК é æ n e = ê1+ Аç çn ê è н ê ë 29,4 ; dв R ( Рпр.ср ´ 2,46 + 0,12 ´ Рпр.ср Т 3 .ср пр ; dср k 0 - 1 ö æ k k0 1 ÷´ = ´ ç1 + ´ ; ç k -1 k 0 - 1 è R k0 ÷ Zср ´ (1 + X ´ hпол ) ø m m -1 2 ö ù m -1 ö æ m ÷ ´ ç e пр - 1÷ ú ; ÷ ç ÷ú ÷ ø ç è øú û Pк = Pвх ´ e ; Т к = Т вх ´ e m -1 m ; t к = Т к - 273,15 ; де: k0 - показник "ізоентропи" газу в ідеальному газовому стані, k - показник "псевдоізоентропи", m - показник політропи. Одержане розрахункове значення вихідної температури - Тк порівнюють з виміряним значенням вихідної температури Твих та, якщо вони відрізняються більш, ніж на 0,01, визначають нове середнє значення температури tср = 0,5 ´(tвх+tк ), тобто, використовуючи як вихідну температуру її розрахункове значення, і знову визначають розрахункові вихідну температуру - Тк та тиск - РК за наведени æ 0, 41 0,04 ´ Р2 .вих 0,061 ö пр ÷´Р Zвих =1- ç 3 ; пр .вих çТ 3 Т пр. вих ÷ Т пр.вих è пр.вих ø Zвих = 0,5 ´ (Z вх + Zвих ); = ) 5,65 + 0,017 ´ t ср ´ d в k0 = 5,15 + k0 - 1 1,987 æ 0,41 0,061 ö 0,04 ´ Р2 .вх пр ÷´Р =1- ç 3 ; пр.вх 2 çТ Т пр.вх ÷ Т пр.вх è пр.вх ø dср ; hпол = D0 + D1Qp + D2Q2 + D3 Q3 . p p Tпр.ср = 0,5 ´ ( Tпр .вх + T пр.вих ) ; R= Т вх ´ Zвх ´ R e пр = А m0 + А m1Qp + Аm 2Q2 ; p Т вих = t вих + 273,15 ; Tпр.вих Т пр ´ Z пр ´ R пр де: Тпр, Z пр, Rпр - значення температури газу, коефіцієнту стисливості газу на вході та газової сталої, при яких знімались та будувались паспортні характеристики. Після цього, за величиною n обирають значення коефіцієнтів апроксимуючого многочлену Аm0, Am1, Аm2, де m - номер характеристики e = = f(Qпр) для виміряного значення n, якщо немає відповідної точному значенню n характеристики, тоді обирають апроксимуючі коефіцієнти для значень n, між якими знаходиться виміряне значення n та, інтерполюючи їх значення, одержують значення апроксимуючих коефіцієнтів - Аm0, Am1, Аm2, відповідні виміряному значенню n. Об'ємну ви трату газу через нагнітач визначають, вирішуючи рівняння e = f(Qпр) і тераційним методом. Для цього завдаються інтервалом значень визначеної витрати з границями Q1 та Q2 , за границі якого приймають мінімальне Q1 = Qmin та максимальне Q2 = Qmax значення витрати газу через даний нагнітач (паспортні значення), визначають розрахункове значення витрати за формулою Qp = = 0,5´(Q1+Q2), та розраховують значення: Pвих = p вих + 1,033 ; Pвх ; PПК Tпр.вх А= ); æ 1,23 + 0,12 ´ Р пр.ср ö Р пр.ср Х =ç - 0,61÷ ´ ç 2 ÷ Т пр.ср ´ Z ср ; Т пр. ср è ø 4 39291 ми вище формулами. Якщо розрахункове та виміряне значення вихідної температури відрізняються на величину, менш ніж 0,01, тоді порівнюють значення розрахованого та виміряного вихідного тиску та, якщо вони відрізняються більш, ніж на 0,01, тоді в залежності від співвідношення їх значень одній з границь інтервалу значень взначаємої витрати присвоюють значення витрати - Qp, при якому виконується розрахунок, визначають нове розрахункове значення витрати - Qp та повторюють розрахунок з обчислення eпр і, таким чином, повторюють розрахунок доти, доки розрахункові та виміряні значення вихідної температури та вихідного тиску не будуть відрізнятись на величину, менш 0,01. Розрахункове значення витрати, при якому розрахункові та виміряні значення вихідної температури та вихідного тиску відрізняються на величину, менш 0.01, приймається рівним приведеної об'ємній витраті газу через нагнітач. Алгоритм вирішення рівняння e = f(Q пр) наведено на фіг. 3. Об'ємна витрата газу через нагнітач визначається за формулою Q = Qр ´ n , nн де: nн - номінальна частота обертання нагнітача, об/хв. При необхідності одержати комерційну витрату газу через нагнітач проводять перерахунок одержаної об'ємної в комерційну витрату за формулою: G = 0,40865´Qp´(n/nн)´Рвх/(Zвх´Твх). Проведена експериментальна перевірка запропонованого способу визначення витрат газу показала, що точність визначення витрат газу не гірше 3%. Фіг. 1 5 39291 Фіг. 2 6 39291 Фіг. 3 7 39291 __________________________________________________________ ДП "Український інститут промислової власності" (Укрпатент) Україна, 01133, Київ-133, бульв. Лесі Українки, 26 (044) 295-81-42, 295-61-97 __________________________________________________________ Підписано до друку ________ 2001 р. Формат 60х84 1/8. Обсяг ______ обл.-вид. арк. Тираж 50 прим. Зам._______ ____________________________________________________________ УкрІНТЕІ, 03680, Київ-39 МСП, вул. Горького, 180. (044) 268-25-22 ___________________________________________________________ 8