RU2425333C1 - Method of measuring flow rate and amount of gas medium - Google Patents
Method of measuring flow rate and amount of gas medium Download PDFInfo
- Publication number
- RU2425333C1 RU2425333C1 RU2009144840/28A RU2009144840A RU2425333C1 RU 2425333 C1 RU2425333 C1 RU 2425333C1 RU 2009144840/28 A RU2009144840/28 A RU 2009144840/28A RU 2009144840 A RU2009144840 A RU 2009144840A RU 2425333 C1 RU2425333 C1 RU 2425333C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- time
- supplier
- consumer
- normal conditions
- Prior art date
Links
Landscapes
- Measuring Volume Flow (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области измерительной техники и может быть использовано для измерения расхода и количества газообразных сред в транспортных сетях при колебаниях состава и физических свойств газа в системах газоснабжения.The invention relates to the field of measuring equipment and can be used to measure the flow rate and amount of gaseous media in transport networks with fluctuations in the composition and physical properties of gas in gas supply systems.
Известны аналогичные способы и системы измерения и учета расхода текучей среды, см. Е.А.Шорников. "Расходомеры и счетчики газа, узлы учета. Справочник". Изд. "Политехника". 2003 г., где на стр.108 приведен пример исполнения системы измерения количества газа, составленной из нескольких измерительных комплексов, а на стр.113 приведена рекомендация, как определять одну точку отбора для измерения плотности газа.Similar methods and systems are known for measuring and accounting for fluid flow, see E. A. Shornikov. "Flowmeters and gas meters, metering stations. Reference." Ed. Polytechnic. 2003, where on page 108 an example of a gas measuring system made up of several measuring complexes is given, and on page 113 a recommendation is given on how to determine one sampling point for measuring gas density.
Наиболее близким к предлагаемому способу является способ учета, описанный в "Правилах учета газа" (утв. Минтопэнерго РФ 14 октября 1996 г., который выбран в качестве прототипа, согласно которому (см. п.2.2. «… учет количества газа, отпускаемого поставщиком газораспределительной организации или потребителю газа (при прямых поставках), должен осуществляться по узлам учета поставщика или потребителя газа, установленным в соответствии с требованиями действующих норм и настоящих Правил… Учет количества газа, подаваемого газораспределительной организацией должен осуществляться по узлам учета потребителей газа». В п.2.4. констатируется «на каждом узле учета с помощью средств измерений должны осуществляться:Closest to the proposed method is the accounting method described in the "Gas Accounting Rules" (approved by the Ministry of Fuel and Energy of the Russian Federation on October 14, 1996, which is selected as a prototype, according to which (see paragraph 2.2. "... accounting for the amount of gas supplied by the supplier of a gas distribution organization or gas consumer (for direct deliveries), should be carried out at metering stations of a gas supplier or consumer established in accordance with the requirements of applicable standards and these Rules ... Accounting for the amount of gas supplied to a gas distribution organization Anisation should be carried out at gas metering stations. "In clause 2.4. states" at each metering station using measuring instruments, the following should be carried out:
время работы узла учета;operating hours of the metering station;
расход и количество газа в рабочих и нормальных (стандартных) условиях;gas flow and quantity in working and normal (standard) conditions;
среднечасовая и среднесуточная температура газа;hourly and daily average gas temperature;
среднечасовое и среднесуточное давление (абсолютное) газа».hourly and daily average pressure (absolute) of gas. "
Из Правил учета газа можно сделать следующий вывод, что юридически признаются узлы учета поставщика и связанные с ним через посредство газораспределительной организации (транспортной сети) узлы учета потребителя.From the Gas Accounting Rules, the following conclusion can be drawn that the metering nodes of the supplier and the metering nodes of the consumer associated with it through the gas distribution organization (transport network) are legally recognized.
Наиболее близкой по используемым функциональным элементам для реализации предлагаемого изобретения является измерительный комплекс, см. рис.1.1., 1.3, стр.16, «Комплекс Измерительно-управляющий "Флоутек-ТМ". Руководство по эксплуатации АЧСА. 421443.001 РЭ, ООО «ДП УКРГАЗТЕХ». Адрес: Украина, 04128, г.Киев-128, а/я 138 ул. Академика Туполева, 19. Тел/факс: (1038) (044) 492-7621, разработчик ПМ-3В Кротевич Владимир Антонович, директор Картенко Валерий Александрович.Closest to the used functional elements for the implementation of the invention is the measuring complex, see Fig. 1.1., 1.3, p.16, "Measuring and control complex" Floutek-TM ". ASFA Operation Manual. 421443.001 RE, LLC "DP UKRGAZTECH". Address: Ukraine, 04128, Kiev-128, PO Box 138 st. Academician Tupolev, 19. Tel / Fax: (1038) (044) 492-7621, developer PM-3V Krotevich Vladimir Antonovich, director Kartenko Valery Alexandrovich.
В состав комплекса входят: в случае расходомера с сужающим устройством: преобразователь плотности, преобразователи температуры, преобразователи перепада и абсолютного давления, вычислитель; в случае с тахометрическим преобразователем: преобразователь плотности, преобразователи температуры и абсолютного давления, счетчик и вычислитель-корректор.The complex includes: in the case of a flow meter with a constricting device: density transducer, temperature transducers, differential and absolute pressure transducers, calculator; in the case of a tachometric transducer: density transducer, temperature and absolute pressure transducers, counter and calculator-corrector.
Известен способ учета потерь газа, в котором основным источником потерь приняты погрешности измерений поставщика и потребителей, см. «Учебное пособие В.Г.Патрикеев, Б.М.Беляев. "Современные методы измерений расхода и количества энергоносителей при помощи расходомеров переменного перепада давления и счетчиков-расходомеров и использование результатов измерений для сведения балансов между поставщиком и потребителем". Москва. ВНИИМС. 2001 г.There is a known method of accounting for gas losses, in which the main source of losses is the measurement error of the supplier and consumers, see "Textbook V.G. Patrikeev, B.M. Belyaev. "Modern methods of measuring the flow rate and amount of energy carriers using flowmeters of variable differential pressure and flow meters and the use of measurement results to reduce balances between the supplier and the consumer." Moscow. VNIIMS. 2001 year
…«Разность между объемами природного газа поставщика и суммарным объемом потребителей практически никогда не бывает равной нулю», см. раздел 4, стр.34-42.... “The difference between the volumes of natural gas of a supplier and the total volume of consumers is almost never equal to zero”, see section 4, pp. 34-42.
Однако метод, предложенный в пособии, носит импирический характер. В пособии предложен метод поиска приближенных решений, ограниченный пределом установленного допуска погрешности (неопределенности) измерения для узлов учета количества газа.However, the method proposed in the manual is empirical in nature. The manual proposes a method for searching for approximate solutions, limited by the limit of the established tolerance of measurement error (uncertainty) for gas metering units.
Поясним сущность предлагаемого способа.Let us explain the essence of the proposed method.
Потери следует различать в зависимости от источника на:Losses should be distinguished depending on the source at:
- прямые (негерметичность труб, стыков, арматуры, системы продувки - свечи, автоматического сброса и пр.);- direct (leakage of pipes, joints, fittings, purge systems - candles, automatic discharge, etc.);
- косвенные (погрешность измерения узлов учета);- indirect (measurement error of metering nodes);
- физико-химического характера (физико-химические потери).- physico-chemical nature (physico-chemical losses).
Прямые потери (утечки) определены расчетом в ряде нормативных источников. Косвенные потери (за счет погрешности измерений) определены соответствующими утвержденными методиками измерений, например Правилами ПР50.2.019-2006 для счетчиков объема и ГОСТ 8.586.1-5-2005 для сужающих устройств.Direct losses (leaks) are determined by calculation in a number of regulatory sources. Indirect losses (due to measurement error) are determined by the relevant approved measurement methods, for example, Rules PR50.2.019-2006 for volume meters and GOST 8.586.1-5-2005 for narrowing devices.
На имеющиеся потери физико-химического характера при транспорте газа косвенно указывают Е.Н.Корчагина, Т.А.Попова в публикации «О практике разрешения коммерческих конфликтов между поставщиками и потребителями при измерениях калорийности природного газа Реф.ж. «Законодательная и прикладная метрология». №8, 2007 г., см. стр.20 «…Проведенные мониторинговые исследования стабильности состава газа подтвердили обоснованность предложения о колебаниях состава и свойств газа практически во всех системах газоснабжения».E.N.Korchagina, T.A. Popova indirectly point to the existing physico-chemical losses during gas transportation in the publication “On the Practice of Resolving Commercial Conflicts between Suppliers and Consumers in Measuring Caloric Content of Natural Gas "Legislative and applied metrology." No.8, 2007, see p.20 "... The monitoring studies of the stability of the gas composition confirmed the validity of the proposal for fluctuations in the composition and properties of gas in almost all gas supply systems."
Из предложения об изменении состава газа следует изменение его плотности в стандартных условиях, ибо связь состава газа с плотностью определена международным стандартом ИСО 6976 и ГОСТ 30319.1-96, см. формулу на стр.7:From the proposal to change the composition of the gas follows a change in its density under standard conditions, because the relationship between the composition of the gas and the density is determined by the international standard ISO 6976 and GOST 30319.1-96, see the formula on page 7:
где 
ρс - плотность в стандартных условиях природного газа;ρ s is the density under standard conditions of natural gas;
xi - молярная доля компонента газа в компонентной смеси;xi is the molar fraction of the gas component in the component mixture;
ρc.u.i - плотность в стандартных условиях i-ой компоненты газа;ρ cui — density under standard conditions of the i-th gas component;
zс - фактор сжимаемости компонентной смеси.z c is the compressibility factor of the component mixture.
Изменения плотности природного газа, приведенные к стандартным условиям, приводят к соответственным изменениям расхода массы газа, которые могут быть измерены прямыми методами измерений, например кариолисовыми расходомерами. В свою очередь плотности измеряют поточными плотномерами либо хроматографическим, либо пикнометрическим методом как на потоке, так и в стационарной лаборатории.Changes in the density of natural gas reduced to standard conditions lead to corresponding changes in the mass flow rate of the gas, which can be measured by direct measurement methods, for example, karyolis flowmeters. In turn, the densities are measured by flow densitometers, either by chromatographic or pycnometric methods, both on stream and in a stationary laboratory.
В общем случае на участке газотранспортной сети между поставщиком (т.1) и потребителем (т.2) (см. чертеж) текущие во времени t потери расхода массы газа выразятся в виде разности Δqm(t) между поставляемым qm1(t) и потребленным qm2(t) расходом массIn the general case, on the gas transmission network section between the supplier (t.1) and the consumer (t.2) (see the drawing), the current in time t loss of gas mass flow rate will be expressed as the difference Δq m (t) between the supplied q m1 (t) and consumed q m2 (t) mass flow
где: 
Данный анализ принят для стационарных процессов, когда изменения во времени (переходные процессы) плотности газа в стандартных условиях, расходов массы газа и объема в стандартных условиях больше времени распространения газа от поставщика к потребителю.This analysis is accepted for stationary processes when changes in time (transients) of gas density under standard conditions, gas mass flow and volume under standard conditions are longer than gas propagation time from supplier to consumer.
В зависимости от принятого в договоре правила выбора договорной плотности в стандартных условиях из установленного множества (ρc1(t), ρc2(t)), определенном на интервале τ0 отчетного периода времени определяют потери объемного расхода в стандартных условиях:Depending on the rules of contract density adopted in the contract under standard conditions from the established set (ρ c1 (t), ρ c2 (t)), defined on the interval τ 0 of the reporting time period, the volume flow losses are determined under standard conditions:
Количество физико-химических потерь газа на участке транспорта газа выразится через определенные интегралы функций Δqm(t) и Δq(t) соответственно для потери массы (М) и объема (V) газа за контрольное время τ0:The number of physico-chemical losses of gas in the gas transport section is expressed through certain integrals of the functions Δq m (t) and Δq (t), respectively, for the loss of mass (M) and volume (V) of gas during the control time τ 0 :
По второму отличию разность текущих по времени расходов объема в стандартных условиях Δqc(t) и разность расхода масс Δqm(t) определяют путем синхронных измерений на выходе поставщика и входе потребителя текущих по времени расходов масс и плотностей в стандартных условиях с последующим расчетом по формулам:According to the second difference, the difference between the time-consuming volume flow rates under standard conditions Δq c (t) and the mass flow difference Δq m (t) are determined by synchronous measurements at the supplier’s output and the consumer’s input, the time-consuming mass and density flows under standard conditions, followed by formulas:
По третьему отличию, когда время изменения параметров газа меньше времени пробега газа от узла учета газа поставщика к узлу учета потребителя, отбор, измерения плотности в стандартных условиях, измерения расходов массы или расходов объема газа в стандартных условиях на узле поставщика должны производится с учетом времени указанного пробега. Так, на узле учета поставщика отбор и измерения плотности в стандартных условиях производят с опережением, а измерения расхода массы газа и расхода объема в стандартных условиях производят с задержкой по времени по отношению к аналогичным отборам, измерениям на узле потребителя. Причем время опережения и время задержки равно времени пробега газа от узла поставщика до узла потребителя.According to the third difference, when the gas parameter change time is less than the gas travel time from the supplier’s gas metering unit to the consumer’s metering unit, selection, density measurement under standard conditions, mass flow rate or gas volume flow rate under standard conditions at the supplier’s node should be made taking into account the time specified run. So, at the supplier’s metering unit, selection and density measurements under standard conditions are performed ahead of schedule, and gas mass flow rate and volume flow rate measurements under standard conditions are delayed in time with respect to similar sampling and measurements at the consumer’s site. Moreover, the lead time and the delay time are equal to the gas travel time from the supplier’s assembly to the consumer’s assembly.
В данном случае формулы текущих потерь расхода массы газа (3) и расхода объема газа в стандартных условиях (7) преобразуются:In this case, the formulas of the current loss of gas mass flow rate (3) and gas volume flow rate under standard conditions (7) are transformed:
где t0 - время пробега (распространения) газа от узла поставщика к узлу потребителя.where t 0 is the travel time (propagation) of gas from the supplier’s node to the consumer’s node.
По четвертому отличию измерения и расчеты разности объема газа в стандартных условиях и разности масс газа между выходом поставщика и входом потребителя определяют в течение года при установившихся температурах окружающей среды и установившихся плотностях в стандартных условиях, например для самых низких температур зимой и самых высоких летом.According to the fourth difference, measurements and calculations of the difference in gas volume under standard conditions and the difference in gas mass between the outlet of the supplier and the consumer inlet are determined during the year at steady-state ambient temperatures and steady-state densities under standard conditions, for example, for the lowest temperatures in winter and the highest in summer.
По правилу выбора договорная плотность в стандартных условиях может быть установлена, например, равной плотности в стандартных условиях, измеренной на выходе поставщика либо на входе потребителя, либо их среднему значению, либо текущей по времени, либо константой, равной среднему значению за отчетный интервал времени τ0, либо по другому правилу, установленному договором между поставщиком и потребителем.According to the selection rule, contractual density under standard conditions can be set, for example, to equal density under standard conditions, measured at the supplier’s output or at the consumer’s input, or their average value, or current in time, or a constant equal to the average value for the reporting time interval τ 0 , or according to another rule established by the contract between the supplier and the consumer.
Потери физико-химического характера в основном можно отнести к тепловым потерям в виду их сильной зависимости от теплообмена между средой газа и окружающей средой.Losses of a physico-chemical nature can mainly be attributed to heat losses in view of their strong dependence on heat transfer between the gas medium and the environment.
По состоянию непрерывного теплообмена с окружающей средой текущего газа по транспортной сети происходит либо изотермическое сжатие газа, либо изотермическое расширение (см. соответствующее определение "Справочник по элементарной физике". Н.И. Кошкин, М.Г. Ширкевич, М.: "Наука", изд. физико-математической литературы, 1980, стр.59).According to the state of continuous heat exchange with the environment of the flowing gas through the transport network, either isothermal compression of the gas or isothermal expansion occurs (see the corresponding definition "Reference to elementary physics". NI Koshkin, MG Shirkevich, M .: "Science ", ed. of physical and mathematical literature, 1980, p. 59).
В соответствии с законами физики в передаче тепла главную роль играют самые тяжелые молекулы углеводородов, составляющие среды газа: Пропан, Этан, Бутан, Октан и их изомеры (молекулярная масса находится в пределах от 30 (Этан) до 114 кг/моль (n-Октан), см. Табл. 1 ГОСТ 30319.1-96), а у Метана - 16 кг/моль. Тяжелые углеводороды имеют и большую теплотворную способность: от 59 до 213 МДж/м3 по сравнению с Метаном - 33 МДж/ м3 (теплота сгорания низшая, см. табл.2 ГОСТ 30319.1-96).In accordance with the laws of physics, the heaviest hydrocarbon molecules that make up the gas medium play the main role in heat transfer: Propane, Ethane, Bhutan, Octane and their isomers (molecular weight ranges from 30 (Ethane) to 114 kg / mol (n-Octane ), see Table 1 GOST 30319.1-96), and for Methane - 16 kg / mol. Heavy hydrocarbons also have a large calorific value: from 59 to 213 MJ / m 3 compared with Methane - 33 MJ / m 3 (lower calorific value, see Table 2 GOST 30319.1-96).
Очевидно, при изотермическом сжатии газа (при отборе тепла) происходит сжатие решетки межмолекулярного сита. При этом вероятно прохождение через данное сито молекул малых размеров, и преимущество имеют легкие молекулы Метана.Obviously, during isothermal compression of the gas (during heat removal), the lattice of the intermolecular sieve is compressed. In this case, small molecules are likely to pass through this sieve, and light methane molecules have an advantage.
При изотермическом расширении происходит процесс расширения решетки межмолекулярного сита, увеличивая возможность прохождения более тяжелых молекул (Этана, Пропана и пр.).With isothermal expansion, the lattice of the intermolecular sieve expands, increasing the possibility of passage of heavier molecules (Ethan, Propane, etc.).
Очевидно и другое течение процесса: тяжелые молекулы испытывают больше соударений (взаимодействий) по сравнению с легкими молекулами, что увеличивает вероятность их распада и образования более легких устойчивых молекулярных фракций (Метана и пр.).Another course of the process is obvious: heavy molecules experience more collisions (interactions) compared with light molecules, which increases the likelihood of their decay and the formation of lighter stable molecular fractions (Methane, etc.).
Указанный процесс подтверждают данные паспортов природного газа, прослеженные в течение нескольких лет при перекачке газа одноименного месторождения: падение плотности природного газа в стандартных условиях, уменьшение концентраций тяжелых углеводородов и увеличение легких (метана) в зимний период. В летний период процесс обратный.This process is confirmed by the data of natural gas passports, traced over several years when pumping gas of the same field: a decrease in the density of natural gas under standard conditions, a decrease in the concentration of heavy hydrocarbons and an increase in light (methane) in the winter. In the summer, the process is the opposite.
Транспорт газа по трубам обеспечивает усиление эффекта тепловых потерь за счет явления вязкости, а при увеличении скорости потока - за счет явления турбулентности и пр.Gas transport through pipes provides an increase in the effect of heat loss due to the phenomenon of viscosity, and when the flow rate increases, due to the phenomenon of turbulence, etc.
Таким образом, линейное распределение состава газа и стандартизированной плотности, возникающие при перекачке газа, порождает, соответственно, линейное распределение потерь природного газа, которое выражается по прямому расчету в потере массы и по косвенному расчету, через договорную плотность в стандартных условиях, в потере объема газа в стандартных условиях.Thus, the linear distribution of gas composition and standardized density that occur during gas pumping generates, respectively, a linear distribution of natural gas losses, which is expressed by direct calculation in mass loss and by indirect calculation, through contract density in standard conditions, in gas volume loss in standard conditions.
При транспорте газа, особенно на большие расстояния, тепловые потери газа являются одними из основных, влияющих на его качество и количество, в основном из-за снижения калорийности газа и плотности в стандартных условиях. Особенно проявляются тепловые потери в зимний период. Так, например, уменьшение плотности в стандартных условиях с величины 0.69 (летом) до 0.67 (зимой) кгс/ м3 (на 3%) приводит к соответственному уменьшению калорийности газа (на 3%). Зная же распределение плотности в стандартных условиях вдоль транспортной магистрали, можно определить реальные сезонные тепловые потери газа на транспорт, начиная от добычи до потребителя. Проведение сезонных измерений изменения плотности газа вдоль транспортных линий позволит определить эффективность теплоизоляции, влияние диаметра трубопровода на потери, влияние материала трубопровода (полиэтилен, сталь и пр.).When transporting gas, especially over long distances, heat losses of gas are one of the main ones that affect its quality and quantity, mainly due to a decrease in gas calorific value and density under standard conditions. Heat losses in winter are especially evident. For example, a decrease in density under standard conditions from 0.69 (in summer) to 0.67 (in winter) kgf / m 3 (by 3%) leads to a corresponding decrease in gas calorie content (by 3%). Knowing the distribution of density under standard conditions along the transport highway, it is possible to determine the real seasonal heat loss of gas for transport, starting from production to the consumer. Conducting seasonal measurements of changes in gas density along transport lines will determine the effectiveness of thermal insulation, the effect of the diameter of the pipeline on losses, the effect of the material of the pipeline (polyethylene, steel, etc.).
Статистические данные по тепловым потерям позволят находить оптимальные пути проектирования магистральных трубопроводов, региональных сетей и сетей местного назначения транспорта газа.Statistical data on heat losses will make it possible to find optimal design paths for pipelines, regional networks and local networks for gas transportation.
В целом учет тепловых потерь позволит эффективно сводить баланс газа при его поставке между поставщиком и потребителем.In general, accounting for heat loss will effectively reduce the gas balance when it is delivered between the supplier and the consumer.
Claims (2)
учет количества газа осуществляется на узле учета газа поставщика и на узле учета газа потребителя,
причем на каждом узле учета с помощью средств измерений определяют время работы узла учета, расход и количество газа в рабочих и нормальных (стандартных) условиях, среднечасовые и среднесуточные температуру и давление газа,
отличающийся тем, что в процессе учета газа дополнительно учитывают тепловые потери газа по линии транспорта газа, для чего
определяют разность текущих по времени расходов массы Δqm(t) и разность текущих по времени расходов объема газа Δqc(t) в нормальных условиях между узлами учета газа поставщика и потребителя,
определяют суммарные потери в виде потери масс М и объемов газа V в нормальных условиях, для чего
интегрируют разности текущих расходов масс Δqm(t) и разности расходов Δqc(t) объемов в нормальных условиях на контрольном интервале времени τ0,
при этом разность текущих по времени расходов масс газа Δqm(t) и разность расхода объема газа Δqc(t) определяют одним из следующих двух способов:
1) или разность текущих по времени расходов масс Δqm(t) определяют путем либо синхронных по времени измерений на выходе поставщика и входе потребителя текущих по времени расходов объема и плотностей в нормальных условиях, либо с задержкой, величина которой равна времени пробега газа от узла поставщика к узлу потребителя, вычитая из результата произведения соответствующих по отбору расхода объема на плотность газа в нормальных условиях для выхода поставщика результат и соответствующее произведение для входа потребителя, при этом текущую по времени величину разности расхода объема газа в нормальных условиях Δqc(t) определяют делением полученного результата текущей по времени разности расхода масс на плотность в нормальных условиях, установленную на основании зарегистрированных данных множества плотностей в нормальных условиях, полученных путем соответственно либо синхронных по времени измерений на выходе поставщика и входе потребителя текущих по времени расходов и плотностей в нормальных условиях, либо с задержкой, величина которой равна времени пробега газа от узла поставщика к узлу потребителя, в течение контрольного интервала времени τ0,
2) или разность текущих по времени расходов объема в нормальных условиях Δqc(t) определяют путем синхронных измерений на выходе поставщика и входе потребителя текущих по времени расходов масс и плотностей в нормальных условиях, либо с задержкой, величина которой равна времени пробега газа от узла поставщика к узлу потребителя, вычитая из частного от деления расхода масс на соответствующую по отбору плотность в нормальных условиях для выхода поставщика соответствующее частное для входа потребителя, а текущую по времени величину разности расхода массы газа Δqm(t) определяют умножением полученного результата текущей по времени разности расхода объема на плотность в нормальных условиях, установленную на основании зарегистрированных данных множества плотностей в нормальных условиях, полученных путем соответственно либо синхронных по времени измерений на выходе поставщика и входе потребителя текущих по времени расходов и плотностей в нормальных условиях, либо с задержкой, величина которой равна времени пробега газа от узла поставщика к узлу потребителя, в течение контрольного интервала времени τ0.1. The method of accounting for gas, which consists in the fact that
gas quantity accounting is carried out at the gas metering unit of the supplier and at the gas metering unit of the consumer,
moreover, at each metering station using measuring instruments determine the operating time of the metering station, flow rate and amount of gas in working and normal (standard) conditions, hourly and daily average temperature and gas pressure,
characterized in that in the process of gas metering additionally take into account the heat loss of gas through the gas transport line, for which
determine the difference of the time-consuming mass flow rate Δq m (t) and the difference of the current-time mass flow rate Δq c (t) under normal conditions between the gas metering points of the supplier and consumer,
determine the total loss in the form of a loss of mass M and gas volumes V under normal conditions, for which
integrate the differences in the current flow rates of the masses Δq m (t) and the differences in the flow rates Δq c (t) of volumes in normal conditions on a control time interval τ 0 ,
in this case, the difference of the gas mass flow rates Δq m (t), current in time, and the gas flow rate difference Δq c (t) are determined by one of the following two methods:
1) or the difference of the time-consuming mass flow rates Δq m (t) is determined by either synchronous-time measurements at the supplier’s output and the consumer’s input time-consuming volume and density expenditures under normal conditions, or with a delay equal to the gas travel time from the unit of the supplier to the consumer’s node, subtracting from the result the product of the corresponding ones for the selection of the volume flow rate for the gas density under normal conditions for the supplier’s output, the result and the corresponding product for the consumer’s input, while the current in time, the value of the difference in gas flow rate under normal conditions Δq c (t) is determined by dividing the result of the current time difference in mass flow rate by density under normal conditions, established on the basis of recorded data of the set of densities under normal conditions, obtained by respectively or time-synchronous measurements at the supplier’s outlet and the consumer’s inlet of time-consuming costs and densities under normal conditions, or with a delay equal to the gas travel time from the unit supplier to the consumer node, during the control time interval τ 0 ,
2) or the difference of the time-consuming volume flow rates under normal conditions Δq c (t) is determined by synchronous measurements at the supplier’s output and the consumer’s input of the time-consuming mass and density flows under normal conditions, or with a delay equal to the gas travel time from the unit of the supplier to the consumer’s node, subtracting from the quotient of dividing the mass flow rate by the density appropriate for selection under normal conditions for the supplier to exit, the corresponding quotient for the consumer’s input, and the current time difference Flow rate mass Δq m (t) of gas is determined by multiplying the result of the current time the volume flow difference in density in normal conditions, mounted on the base for the data of a plurality of densities normally obtained by respectively either synchronous time measurement at the output of the supplier and the input of the consumer current according to the time of expenses and densities under normal conditions, or with a delay, the value of which is equal to the travel time of the gas from the supplier’s node to the consumer’s node, during time interval τ 0 .
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009144840/28A RU2425333C1 (en) | 2009-12-02 | 2009-12-02 | Method of measuring flow rate and amount of gas medium |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009144840/28A RU2425333C1 (en) | 2009-12-02 | 2009-12-02 | Method of measuring flow rate and amount of gas medium |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2009144840A RU2009144840A (en) | 2011-06-10 |
| RU2425333C1 true RU2425333C1 (en) | 2011-07-27 |
Family
ID=44736366
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2009144840/28A RU2425333C1 (en) | 2009-12-02 | 2009-12-02 | Method of measuring flow rate and amount of gas medium |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2425333C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2572411C2 (en) * | 2013-11-26 | 2016-01-10 | Вячеслав Алексеевич Старовойтов | Method to meter and balance gas quantity and device for its realisation |
-
2009
- 2009-12-02 RU RU2009144840/28A patent/RU2425333C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ПРАВИЛА УЧЕТА ГАЗА, 1996. ПАТРИКЕЕВ В.Г. и др. Современные методы измерений расхода и количества энергоносителей при помощи расходомеров переменного перепада давления и счетчиков-расходомеров и использование результатов измерений для сведения балансов между поставщиком и потребителем. - М.: ВНИИМС, 2001. * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2572411C2 (en) * | 2013-11-26 | 2016-01-10 | Вячеслав Алексеевич Старовойтов | Method to meter and balance gas quantity and device for its realisation |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2009144840A (en) | 2011-06-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Guandalini et al. | Dynamic modeling of natural gas quality within transport pipelines in presence of hydrogen injections | |
| Arpino et al. | Unaccounted for gas in natural gas transmission networks: Prediction model and analysis of the solutions | |
| Ashouri et al. | The minimum gas temperature at the inlet of regulators in natural gas pressure reduction stations (CGS) for energy saving in water bath heaters | |
| BRPI1011181B1 (en) | meter electronics, and fluid quantitation method for a fluid being transferred | |
| Farzaneh-Gord et al. | Novel natural gas molecular weight calculator equation as a functional of only temperature, pressure and sound speed | |
| Kanshio | A review of hydrocarbon allocation methods in the upstream oil and gas industry | |
| CN103063320B (en) | The assay method of the complicated rock gas throttle temperature of a kind of High Temperature High Pressure and gas liquid ratio | |
| Dayev et al. | Invariant system for measuring the flow rate of wet gas on Coriolis flowmeters | |
| CN108534871A (en) | A kind of energy measurement of natural gas checking system | |
| Ficco et al. | Experimental evaluation of thermal mass smart meters influence factors | |
| RU2425333C1 (en) | Method of measuring flow rate and amount of gas medium | |
| Ficco et al. | Effect of flow-rate measurement accuracy on unaccounted for gas in transmission networks | |
| RU2572411C2 (en) | Method to meter and balance gas quantity and device for its realisation | |
| Cascetta et al. | An experimental intercomparison of gas meter calibrations | |
| Harrouz et al. | Control information and analyzing of metering gas system based of orifice plate | |
| Mohammed et al. | Analysis of indusrial measurement uncertainty of the gas mass flow using the ultrasonic metering system | |
| Kanshio et al. | Analysis of Hydrocarbon Allocation Techniques for Natural Gas Plant Outputs | |
| Marshall et al. | Advances in Flow Measurement Using a Frictional Pressure Drop | |
| Arpino et al. | Unaccounted for gas in natural gas transport networks | |
| Turkowski et al. | Metrology for Pipelines Transporting Gaseous and Liquid Fuels | |
| Veerakumar et al. | Modern Approach for Determination of Natural Gas Composition and Heating Value at Custody Transfer | |
| Sluše et al. | Influence of upstream disturbances on performance of an LDV-based cryogenic flow meter standard–CFD modelling and preliminary measurements with air | |
| Oladipo et al. | Development of a Modified Weymouth Equation for Large Diameter Pipelines | |
| Meng et al. | The development of a multiphase flow meter without separation based on sloped open channel dynamics | |
| Ting et al. | On-Site Flow Calibration of Turbine Meters for Natural Gas Custody Transfer |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20141203 |