Версия для печати

6. Результаты численного расчёта погрешности измерения объёма газа при стандартных условиях турбинным, ротационным или вихревым счётчиком

Для получения результатов численных расчётов погрешности измерения объёма газа при стандартных условиях выбран природный газ следующего состава:

Таблица 1

В таблице 2 показаны результаты численных расчётов фактора сжимаемости природного газа выбранного состава (таблица 1) для трёх принятых методов его определения (или уравнений состояния): AGA8, GERG 91 мод., NX 19 мод. в различных точках состояния. Точки состояния характеризуются парой значений: абсолютного давления и абсолютной температуры.

Таблица 2

Примечание. Отсутствие результата в ячейке таблицы 2 при использовании метода GERG 91 мод. означает, что эта точка состояния природного газа находится вне области определения метода.

На данный момент времени в мировой практике измерения объёма газа считается, что результаты расчёта фактора сжимаемости по уравнению состояния AGA8 в редакции ISO 20765-1 (ГОСТ Р 8.662-2009) являются наиболее точными и могут быть приняты за "виртуальный эталон" этой величины. Все ведущие зарубежные приборостроительные фирмы выпускают компьютеры потока с реализацией именно этого алгоритма расчёта фактора сжимаемости (в том числе). Учитывая сказанное, на основании данных таблицы 2 можно утверждать, что по совокупности выбранных точек состояния метод GERG 91 мод. точнее метода NX 19 мод. Однако в области повышенных температур (60-80)°С метод NX 19 мод. является даже более предпочтительным. Оба эти метода приняты действующим ГОСТ 30319.2-96. Точки состояния природного газа, показанные в таблице 2, практически полностью охватывают области определения сравниваемых методов.

Таблица 3 демонстрирует результаты компьютерных вычислений относительной погрешности δ_Vc, % измерения объёма газа при стандартных условиях для тех же рабочих условий (точек состояния), что указаны в таблице 2. В таблице 3 также приводятся значения относительной методической составляющей погрешности δ_VcM, % измерения объёма газа, приведенного к стандартным условиям, которая вызвана приближением условно постоянных величин. Для расчёта этой составляющей погрешности измерения объёма газа при стандартных условиях "искусственно" в рамках численного моделирования для случая применения уравнения состояния AGA8 изменялись все молярные доли компонентов природного газа, содержащиеся в таблице 1. Если для определения коэффициента сжимаемости используется метод GERG 91 мод. или NX 19 мод., то изменениям подвергались только значения молярных долей углекислого газа и азота, а также плотности газа при стандартных условиях. Коэффициенты, задающие изменение значений величин, характеризующих состав газа, выбирались как наиболее оптимальные, на основе анализа большого количества реально выданных паспортов качества газа. Значения коэффициентов подбирались так, чтобы изменение плотности газа при стандартных условиях составляло приблизительно 2% и являлось одинаковым для всех трёх методов расчёта коэффициента сжимаемости. Далее в рамках модели изменённые значения величин, описывающих состав газа, рассматривались как условно постоянные значения, для которых вычислялся коэффициент сжимаемости с целью определения соответствующей методической составляющей погрешности измерения объёма при стандартных условиях. Отметим, что при всех изменениях молярных долей полного компонентного состава газа строго выполнялось условие нормировки, т.е. сумма молярных долей всех компонентов всегда равнялась единице.

Таблица 3

Показанные в таблице 3 результаты позволяют сделать следующие выводы: значения погрешности измерения объёма газа, приведенного к стандартным условиям, на узлах учёта при абсолютном давлении, характерном для сетей газораспределения (3-6) атм, в зависимости от изменения температуры газа могут достигать (2,0-2,5)%; роль методической составляющей погрешности, обусловленной приближением условно-постоянных величин, возрастает с увеличением рабочего давления; так, при давлениях, поддерживаемых в газораспределительных сетях, значения этой составляющей погрешности лежат в пределах (0,05-1,0)%. Разработанное программное обеспечение работает надёжно в широких диапазонах изменений давления и температуры и даёт возможность определять факторы (или коэффициенты) сжимаемости, а также погрешности измерений объёма газа при стандартных условиях с помощью турбинных, ротационных и вихревых счётчиков в составе узла учёта для трёх стандартизованных методов определения фактора сжимаемости природного газа: NX 19 мод., GERG 91 мод., AGA8. В программе для персонального компьютера уравнение состояния природного газа AGA8 реализовано в полном объёме ISO 20765-1 и позволяет определять другие физико-химические параметры природного газа по его компонентному составу, такие, как свободная энергия, энтальпия, энтропия, внутренняя энергия, скорость звука, теплоёмкости при постоянном давлении и постоянной температуре, показатель адиабаты, плотность газа в рабочих условиях и фактор сжимаемости.

Разработанная программа может быть полезна проектировщикам узлов учёта газа на базе турбинных, ротационных и вихревых счётчиков газа, а также сотрудникам метрологических служб предприятий, имеющим отношение к эксплуатации упомянутых узлов учёта газа.

Сделанные выводы о поведении погрешности измерения объёма газа при стандартных условиях с помощью турбинных, ротационных и вихревых счётчиков подтверждают необходимость проведения метрологической экспертизы проектов узлов учёта газа или контроля их метрологических характеристик в процессе эксплуатации. При корректном выполнении упомянутых процедур требуется выполнение расчётов погрешности измерения объёма газа, приведенного к стандартным условиям.

< назад / К содержанию