RU2712935C1

RU2712935C1 - Primary plant and method for measuring parameters of mass-time of natural gas flow

Info

Publication number: RU2712935C1
Application number: RU2019112156A
Authority: RU
Inventors: Чзицинь ДУАНЬ; Цзя ЖЭНЬ; Бинь СУН; Цян Ван; Лигуо ПЭН; Янь ВЭЙ; Чэнь Чэнь; Бо КУН; Минь ХУАН; Ланьбэй ФАНЬ; Ваньцзюнь ЛИ; Хуэйянь Е; Цян Чжан; Минь ХЭ; Ци Чэнь
Original assignee: Петрочайна Компани Лимитед
Priority date: 2018-04-23
Filing date: 2019-04-22
Publication date: 2020-02-03
Also published as: FR3080449B1; FR3080449A1

Abstract

FIELD: measuring equipment.

SUBSTANCE: invention proposes a primary installation and a method for measuring parameters of mass-time of a stream of natural gas. Primary method includes the following steps: increasing natural gas pressure, storing natural gas in first and second gas storage chambers, control of the first or second gas storage chamber with provision of successive and continuous gas pressure release in excess of any given gas pressure at any moment in time, control of gas pressure to obtain any given gas pressure, first, providing successive passage of the adjusted natural gas through the standard flow meter and the quick disengagement unit, and then transferring the quick discharge unit to the filled state, wherein the reference flow meter is interconnected with the weight estimation system, and filling the system for estimating weight with natural gas, measuring time of filling using a time measurement system, measuring mass of natural gas using a mass measurement system and obtaining a result of measuring the flow of natural gas by estimating mass-time parameters.

EFFECT: reduction of measurement error during measurement of natural gas to 0,05–0,07 %, for example to reduce measurement error to value below 0,07 % and 0,05 % respectively in pressure ranges from 0,3 MPa to 2,0 MPa and from 2,0 MPa to 6,0 MPa.

20 cl, 9 dwg

Description

Область техникиTechnical field

Изобретение относится к области измерения потока природного газа и, в частности, к первичной установке для измерения параметров массы-времени потока природного газа и к соответствующему способу.The invention relates to the field of measuring the flow of natural gas and, in particular, to a primary installation for measuring the mass-time parameters of the flow of natural gas and to a corresponding method.

Уровень техникиState of the art

Как правило, первичная установка для измерения параметров массы-времени потока природного газа имеет стандартную индикацию непосредственно в единицах системы СИ. Первичная установка представляет собой первое звено в цепи средств измерений, применяемой для калибровки эталона сравнения, после чего по указанному эталону калибруют рабочий эталон. Наконец, расходомеры, применяемые для дозирования подачи к потребителю, калибруются по рабочему эталону для обеспечения точного и достоверного снятия дозирования природного газа. Таким образом, нагрузочная способность и эффективность измерения для первичной установки играют важную роль в обеспечении точности учета в сфере торговли природным газом.As a rule, the primary installation for measuring the mass-time parameters of a natural gas stream has a standard indication directly in SI units. The primary installation is the first link in the chain of measuring instruments used to calibrate the reference standard, after which the working standard is calibrated according to the specified standard. Finally, the flow meters used to meter the feed to the consumer are calibrated against the working standard to ensure accurate and reliable metering of the natural gas. Thus, the load capacity and measurement efficiency for a primary installation play an important role in ensuring metering accuracy in the natural gas trade.

В настоящее время в Китае существуют две первичные установки для измерения параметров массы-времени потока природного газа. Погрешность измерения массового потока составляет 0,1%, а диапазон давления составляет соответственно от 0,4 МПа до 4 МПа и от 5,5 МПа до 7,5 МПа. С ростом объемов международной торговли природным газом, а также с усовершенствованием первичных установок измерения потока природного газа в развитых странах, крайне необходимо дальнейшее улучшение эффективности измерений, выполняемых первичной установкой для измерения потока природного газа в Китае, чтобы исключить технические ограничения на рынке торговли. Таким образом, необходимо уменьшить погрешность измерения, присущую первичной установке.Currently, there are two primary plants in China for measuring the mass-time parameters of a natural gas stream. The error in measuring the mass flow is 0.1%, and the pressure range is from 0.4 MPa to 4 MPa and from 5.5 MPa to 7.5 MPa, respectively. With increasing volumes of international trade in natural gas, as well as with the improvement of primary natural gas flow measuring devices in developed countries, it is imperative to further improve the efficiency of measurements performed by the primary natural gas flow measuring device in China to eliminate technical restrictions on the trade market. Thus, it is necessary to reduce the measurement error inherent in the primary installation.

Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION

Цель настоящего изобретения заключается в решении по меньшей мере одной из вышеуказанных проблем, существующих в уровне техники.The purpose of the present invention is to solve at least one of the above problems existing in the prior art.

В процессе исследования автором изобретения было установлено, что к основным факторам, влияющим на технический уровень первичной установки для измерения параметров массы-времени потока природного газа, относятся: диапазон рабочего давления, стабильность давления, температуры и компонентного состава газа, весовой диапазон, измерение массы и времени.In the process of the study, the inventor found that the main factors affecting the technical level of the primary installation for measuring the mass-time parameters of the natural gas flow include: the range of operating pressure, stability of pressure, temperature and component composition of the gas, weight range, mass measurement and time.

В свете вышеизложенного, в одном или более вариантах выполнения предложен первичный способ измерения параметров массы-времени для потока природного газа. Первичный способ измерения параметров массы-времени для потока природного газа включает следующие этапы: повышение давления природного газа, полученного от источника природного газа; хранение природного газа под давлением в первой камере для хранения газа и второй камере для хранения газа, контроль давления газа в указанной первой камере и давления газа в указанной второй камере, соответственно, в режиме реального времени и управление первой или второй камерой для хранения газа с обеспечением поочередного и непрерывного стравливания давления газа, превышающего любое заданное давление газа, в любой момент времени; регулирование давления поочередно и непрерывно выпускаемого природного газа с получением любого заданного давления; обеспечение последовательного прохождения отрегулированного природного газа через эталонный расходомер и блок быстрого отвода; перевод быстродействующего отводящего элемента блока быстрого отвода в заполненное состояние, при котором эталонный расходомер сообщается с системой оценки массы, и измерение времени, в течение которого быстродействующий отводящий элемент находится в заполненном состоянии, при помощи системы измерения времени; измерение массы природного газа, поступающего в систему оценки массы при указанном заполненном состоянии, с помощью указанной системы; и получение результата измерения потока природного газа с помощью оценки параметров массы-времени.In light of the foregoing, in one or more embodiments, a primary method of measuring mass-time parameters for a natural gas stream is provided. The primary method for measuring mass-time parameters for a natural gas stream includes the following steps: increasing the pressure of natural gas obtained from a natural gas source; storing natural gas under pressure in a first gas storage chamber and a second gas storage chamber, monitoring gas pressure in said first chamber and gas pressure in said second chamber, respectively, in real time and controlling the first or second gas storage chamber, providing alternately and continuously venting a gas pressure in excess of any given gas pressure at any time; pressure regulation of alternately and continuously discharged natural gas to produce any desired pressure; ensuring the sequential passage of the regulated natural gas through the reference flow meter and quick exhaust unit; the transfer of the fast-acting outlet element of the quick-retraction unit to the filled state, in which the reference flowmeter communicates with the mass estimation system, and measuring the time during which the fast-acting outlet element is in the filled state, using the time measurement system; measuring the mass of natural gas entering the mass estimation system with the indicated filled state using the specified system; and obtaining a measurement result of the flow of natural gas by evaluating the parameters of mass-time.

В одном или более типичных вариантах выполнения предложена первичная установка для измерения параметров массы-времени потока природного газа. Первичное устройство содержит блок нагнетания давления, блок хранения газа высокого давления, блок регулирования давления, эталонный расходомер, блок быстрого отвода и систему оценки массы, которые соединены последовательно согласно направлению потока природного газа, причем блок нагнетания давления соединен с источником природного газа и может повышать давление природного газа, проходящего через указанный блок; блок хранения газа высокого давления обеспечивает прием и хранение природного газа, давление которого было повышено при помощи блока нагнетания давления; блок регулирования давления выполнен с возможностью регулирования давления природного газа, проходящего через указанный блок, с получением любого заданного давления газа; блок быстрого отвода содержит быстродействующий отводящий элемент, который может быть быстро переведен в заполненное состояние, при котором эталонный расходомер сообщается с системой оценки массы, или выведен из указанного состояния; и система оценки массы обеспечивает измерение массы поступающего в нее природного газа; при этом первичное устройство дополнительно содержит систему измерения времени, которая может измерять время, в течение которого быстродействующий отводящий элемент находится в заполненном состоянии.In one or more typical embodiments, a primary apparatus is proposed for measuring mass-time parameters of a natural gas stream. The primary device comprises a pressure injection unit, a high pressure gas storage unit, a pressure control unit, a reference flow meter, a quick exhaust unit and a mass estimation system that are connected in series according to the direction of the natural gas flow, the pressure injection unit being connected to a natural gas source and can increase pressure natural gas passing through the specified block; a high pressure gas storage unit provides reception and storage of natural gas, the pressure of which has been increased by means of a pressure injection unit; the pressure control unit is configured to control the pressure of natural gas passing through the specified unit, to obtain any given gas pressure; the quick exhaust unit contains a quick-acting outlet element, which can be quickly transferred to a filled state, in which the reference flowmeter communicates with the mass estimation system, or is removed from the specified state; and a mass estimation system provides a measurement of the mass of natural gas entering it; however, the primary device further comprises a time measuring system, which can measure the time during which the quick-acting outlet element is in a filled state.

По сравнению с известным уровнем техники преимущественный эффект, обеспечиваемый одним или более типичными вариантами выполнения, заключается в возможности уменьшения погрешности в процессе измерения природного газа. Например, погрешность измерения может быть уменьшена до 0,05%-0,07%.Compared with the prior art, an advantageous effect provided by one or more typical embodiments is that it is possible to reduce the error in the process of measuring natural gas. For example, the measurement error can be reduced to 0.05% -0.07%.

Краткое описание чертежейBrief Description of the Drawings

Вышеуказанные и/или другие цели и характеристики одного или более типичных вариантов выполнения станут более понятны из нижеследующего описания при его рассмотрении совместно с прилагаемыми чертежами, на которых:The above and / or other objectives and characteristics of one or more typical embodiments will become more apparent from the following description when considered in conjunction with the accompanying drawings, in which:

фиг. 1 изображает блок-схему первичного способа измерения параметров массы-времени для потока природного газа согласно одному или более типичным вариантам выполнения;FIG. 1 is a flowchart of a primary method for measuring mass-time parameters for a natural gas stream in accordance with one or more exemplary embodiments;

фиг. 2 изображает структурную схему первичной установки для измерения потока природного газа согласно одному или более типичным вариантам выполнения;FIG. 2 is a block diagram of a primary apparatus for measuring a natural gas stream in accordance with one or more exemplary embodiments;

фиг. 3 изображает схему быстрого отвода и соединение блока измерения времени и системы оценки массы в первичной установке для измерения потока природного газа согласно одному или более типичным вариантам выполнения;FIG. 3 depicts a quick exhaust circuit and connection of a time measuring unit and a mass estimation system in a primary apparatus for measuring a natural gas flow according to one or more typical embodiments;

фиг. 4 изображает схематический вид сверху передвижного погрузочного устройства в первичной установке для измерения потока природного газа согласно одному или более типичным вариантам выполнения;FIG. 4 is a schematic plan view of a mobile loading device in a primary installation for measuring a natural gas stream in accordance with one or more exemplary embodiments;

фиг. 5 изображает схему системы оценки массы в первичной установке для измерения потока природного газа согласно одному или более типичным вариантам выполнения;FIG. 5 is a diagram of a mass estimation system in a primary apparatus for measuring a natural gas flow according to one or more exemplary embodiments;

фиг. 6 изображает схему системы оценки массы в первичной установки для измерения потока природного газа согласно одному или более типичным вариантам выполнения;FIG. 6 is a diagram of a mass estimation system in a primary apparatus for measuring a natural gas flow according to one or more exemplary embodiments;

фиг. 7 изображает схематический вид устройства предупреждения коррозии водного тракта в первичной установке для измерения потока природного газа согласно одному или более типичным вариантам выполнения;FIG. 7 is a schematic view of a waterway corrosion prevention device in a primary installation for measuring a natural gas stream in accordance with one or more typical embodiments;

фиг. 8 изображает схему устройства предупреждения коррозии газового тракта в первичной установке для измерения потока природного газа согласно одному или более типичным вариантам выполнения;FIG. 8 is a diagram of a gas path corrosion prevention device in a primary installation for measuring a natural gas stream in accordance with one or more exemplary embodiments;

фиг. 9 изображает схему процесса десорбции в устройстве предупреждения коррозии газового тракта в первичной установке для измерения потока природного газа согласно одному или более типичным вариантам выполнения.FIG. 9 is a schematic diagram of a desorption process in a gas path corrosion prevention device in a primary apparatus for measuring a natural gas stream in accordance with one or more exemplary embodiments.

Подробное описание вариантов выполненияDetailed Description of Embodiments

Ниже со ссылкой на прилагаемые чертежи и примеры приведено описание первичной установки и способа для измерения параметров массы-времени потока природного газа согласно одному или более типичным вариантам выполнения.Below with reference to the accompanying drawings and examples, a description is given of a primary installation and a method for measuring mass-time parameters of a natural gas stream according to one or more typical embodiments.

На фиг. 1 изображена блок-схема первичного способа измерения параметров массы-времени потока природного газа согласно одному или более типичным вариантам выполнения.In FIG. 1 is a flowchart of a primary method for measuring mass-time parameters of a natural gas stream in accordance with one or more typical embodiments.

Как показано на фиг. 1, в одном или более вариантах выполнения способ измерения параметров массы-времени потока природного газа может включать:As shown in FIG. 1, in one or more embodiments, a method for measuring mass-time parameters of a natural gas stream may include:

Этап S10: повышение давления природного газа, полученного от источника природного газа.Step S10: increasing the pressure of the natural gas obtained from the natural gas source.

Этап S20: хранение природного газа под давлением в первой камере для хранения газа и второй камере для хранения газа, контроль давления газа в указанной первой камере и давления газа в указанной второй камере, соответственно, в режиме реального времени и управление первой или второй камерой для хранения газа с обеспечением поочередного и непрерывного стравливания давления газа, превышающего любое заданное давление газа, в любой момент времени. В данном случае любое заданное давление газа представляет собой любое регистрируемое давление газа, например, любое заданное давление газа может составлять от 0,3 МПа до 3,0 МПа или от 3,5 МПа до 8,0 МПа.Step S20: storing natural gas under pressure in a first gas storage chamber and a second gas storage chamber, monitoring gas pressure in said first chamber and gas pressure in said second chamber, respectively, in real time and controlling the first or second storage chamber gas with the provision of alternating and continuous bleeding of gas pressure exceeding any given gas pressure at any time. In this case, any given gas pressure is any recorded gas pressure, for example, any given gas pressure can be from 0.3 MPa to 3.0 MPa or from 3.5 MPa to 8.0 MPa.

Этап S30: регулирование давления поочередно и непрерывно выпускаемого природного газа с получением любого заданного давления.Step S30: adjusting the pressure of the alternately and continuously discharged natural gas to obtain any desired pressure.

Этап S40: обеспечение последовательного прохождения отрегулированного природного газа через эталонный расходомер и блок быстрого отвода.Step S40: Ensuring sequential passage of the adjusted natural gas through the reference flow meter and the quick exhaust unit.

Этап S50: перевод быстродействующего отводящего элемента блока быстрого отвода в заполненное состояние, при котором эталонный расходомер сообщается с системой оценки массы, и измерение времени, в течение которого быстродействующий отводящий элемент находится в указанном состоянии, при помощи системы измерения времени.Step S50: transferring the quick-acting tap-off element of the quick-tap unit to the filled state, in which the reference flowmeter communicates with the mass estimation system, and measuring the time during which the quick-tap-off is in the indicated state using the time measurement system.

Этап S60: измерение массы природного газа, поступающего в систему оценки массы при заполненном состоянии, при помощи указанной системы.Step S60: Measuring the mass of natural gas entering the mass estimation system when the state is full using the system.

Этап S70: получение результата измерения потока природного газа с помощью способа оценки параметров массы-времени.Step S70: obtaining a measurement result of a natural gas stream using a method for estimating mass-time parameters.

В одном или более типичных вариантах выполнения, на основании вышеописанного типичного варианта выполнения, первичный способ измерения параметров массы-времени потока природного газа может дополнительно включать один или более из следующих этапов: этап очистки газа, этап контроля температуры и этап компонентного анализа. При этом этап очистки газовой массы выполняют между этапом повышения давления и этапом хранения природного газа либо до этапа повышения давления, причем этап очистки может обеспечивать дегидратацию и десульфуризацию природного газа, а также удаление твердых частиц, содержащихся в природном газе. Этап контроля температуры выполняют после этапа регулирования давления газа и до прохождения газа через эталонный расходомер, при этом указанный этап контроля может обеспечивать контроль температуры природного газа, прошедшего этап регулирования давления газа, в пределах постоянного диапазона. Этап компонентного анализа выполняют после этапа регулирования давления газа и до прохождения природного газа через эталонный расходомер, причем этап компонентного анализа может обеспечивать анализ состава природного газа, подаваемого в эталонный расходомер.In one or more typical embodiments, based on the above typical embodiment, the primary method for measuring mass-time parameters of a natural gas stream may further include one or more of the following steps: a gas purification step, a temperature control step, and a component analysis step. In this case, the purification step of the gas mass is performed between the step of increasing the pressure and the step of storing the natural gas or until the step of increasing the pressure, the purification step being able to provide dehydration and desulfurization of the natural gas, as well as the removal of solid particles contained in the natural gas. The temperature control step is carried out after the gas pressure control step and before the gas passes through the reference flow meter, while this control step can provide control of the temperature of the natural gas that has passed the gas pressure control step within a constant range. The component analysis step is performed after the step of regulating the gas pressure and before the natural gas passes through the reference flowmeter, the component analysis step may provide an analysis of the composition of the natural gas supplied to the reference flowmeter.

В одном или более типичных вариантах выполнения, на основании вышеописанного типичного варианта выполнения, первичный способ измерения параметров массы-времени потока природного газа может дополнительно включать этап хранения природного газа низкого давления или этап циркуляции природного газа. При этом на этапе хранения природного газа низкого давления обеспечивают сбор природного газа, выходящего через эталонный расходомер и быстродействующий отводящий элемент, не находящийся в заполненном состоянии, с помощью блока хранения газа низкого давления. На этапе циркуляции природного газа обеспечивают подачу природного газа, выходящего через эталонный расходометр и быстродействующий отводящий элемент, не находящийся в заполненном состоянии, с помощью циркуляционной трубы на этапе повышения давления.In one or more typical embodiments, based on the above typical embodiment, the primary method for measuring mass-time parameters of a natural gas stream may further include the step of storing low-pressure natural gas or the step of circulating natural gas. At the same time, at the stage of storage of low-pressure natural gas, the collection of natural gas leaving the reference flow meter and the quick-acting outlet element, which is not in the filled state, is ensured by the low-pressure gas storage unit. At the stage of circulation of natural gas, natural gas is supplied through the reference flowmeter and a quick-acting outlet element that is not in a filled state using a circulation pipe at the stage of increasing pressure.

В одном или более типичных вариантах выполнения этап измерения массы природного газа может дополнительно включать этап корректировки плавучести, на котором измеряют изменение плавучести сосуда для взвешивания, входящего в систему оценки массы, до и после его накачивания, и компенсируют массу природного газа, измеряемую системой оценки массы, в соответствии с указанным изменением плавучести. Этап корректировки плавучести может быть выполнен с помощью системы оценки массы, содержащей воздушный денситометр и сосуд для взвешивания.In one or more typical embodiments, the step of measuring the mass of natural gas may further include the step of adjusting the buoyancy, which measures the change in buoyancy of the weighing vessel included in the mass assessment system before and after pumping it, and compensates for the mass of natural gas measured by the mass assessment system , in accordance with the indicated change in buoyancy. The buoyancy correction step can be performed using a mass estimation system comprising an air densitometer and a weighing vessel.

В одном или более типичных вариантах выполнения первичный способ измерения параметров массы-времени потока природного газа может дополнительно включать этап проведения антикоррозионной обработки, выполняемой в проходе для природного газа, и этап проведения антикоррозионной обработки, выполняемой в проходе для охлаждающей воды, при этом этап проведения антикоррозионной обработки в проходе для природного газа может быть осуществлен с помощью устройства предупреждения коррозии газового тракта, а этап проведения антикоррозионной обработки в проходе для охлаждающей воды может быть осуществлен с помощью устройства предупреждения коррозии водного тракта.In one or more typical embodiments, the primary method of measuring the mass-time parameters of a natural gas stream may further include a step of conducting anti-corrosion treatment performed in the passage for natural gas, and a step of conducting anti-corrosion treatment performed in the passage for cooling water, wherein the step of conducting anti-corrosion processing in the passage for natural gas can be carried out using a device to prevent corrosion of the gas path, and the stage of the anti-corrosion image bridges in the cooling water passage can be carried out using a corrosion prevention device for the water path.

На фиг. 2 изображена структурная схема первичной установки для измерения потока природного газа согласно одному или более типичным вариантам выполнения.In FIG. 2 is a block diagram of a primary apparatus for measuring a natural gas stream according to one or more exemplary embodiments.

Как показано на фиг. 2, в одном или более вариантах выполнения первичная установка для измерения параметров массы-времени потока природного газа содержит блок 10 нагнетания давления, блок 20 хранения газа высокого давления, блок 30 регулирования давления, эталонный расходометр (например сопло Вентури с критическим сечением), блок 40 быстрого отвода, систему 50 измерения времени и систему 60 оценки массы, которые соединены последовательно согласно направлению потока природного газа.As shown in FIG. 2, in one or more embodiments, the primary installation for measuring mass-time parameters of a natural gas stream comprises a pressure injection unit 10, a high pressure gas storage unit 20, a pressure control unit 30, a reference flowmeter (eg, critical section Venturi nozzle), unit 40 a quick outlet, a time measuring system 50 and a mass estimation system 60, which are connected in series according to the direction of natural gas flow.

При этом блок нагнетания давления соединен с источником природного газа (например источником природного газа низкого давления, расположенным выше по потоку) и может обеспечивать повышение давления природного газа, проходящего через указанный блок.In this case, the pressure injection unit is connected to a natural gas source (for example, a low pressure natural gas source located upstream) and can provide an increase in the pressure of natural gas passing through the specified block.

Блок хранения газа высокого давления обеспечивает прием и хранение природного газа, давление которого повышено с помощью блока нагнетания давления. Например, блок хранения газа высокого давления может содержать первую камеру для хранения газа, вторую камеру для хранения газа, клапан для впуска газа, клапан для выпуска газа и контроллер газовых клапанов. При этом первая камера для хранения газа может иметь первое впускное отверстие для газа, первый датчик давления и первое выпускное отверстие для газа. Первый датчик давления может обеспечивать контроль давления газа в первой камере в режиме реального времени. Вторая камера для хранения газа может иметь второе впускное отверстие для газа, второй датчик давления и второе выпускное отверстие для газа. Второй датчик давления может обеспечивать контроль давления газа во второй камере в режиме реального времени. Клапан для впуска газа может находиться в первом положении или во втором положении, причем в первом положении первое впускное отверстие для газа сообщается с блоком нагнетания давления, а второе впускное отверстие для газа не сообщается с указанным блоком, при этом во втором положении второе впускное отверстие для газа сообщается с блоком нагнетания давления, а первое впускное отверстие для газа не сообщается с указанным блоком. Клапан выпуска газа может находиться в третьем положении или четвертом положении, причем в третьем положении первое выпускное отверстие для газа сообщается с блоком регулирования давления, а второе выпускное отверстие для газа не сообщается с указанным блоком, при этом в четвертом положении второе выпускное отверстие для газа сообщается с блоком регулирования давления, а первое выпускное отверстие для газа не сообщается с указанным блоком. Контроллер газовых клапанов может быть выполнен с возможностью регулирования клапана впуска газа с обеспечением его нахождения в первом положении и регулирования клапана выпуска газа с обеспечением его нахождения в четвертом положении согласно значениям, полученным от первого и второго датчиков давления в режиме реального времени, либо с возможностью регулирования клапана впуска газа с обеспечением его нахождения во втором положении и регулирования клапана выпуска газа с обеспечением его нахождения в третьем положении согласно значениям, полученным от первого и второго датчиков давления в режиме реального времени, так, что давление газа в первой или второй камере для хранения газа, которая непрерывно и поочередно сообщается с блоком регулирования давления, не опускается ниже любого заданного давления газа в любой момент времени. В данном случае любое заданное давление газа представляет собой любое регистрируемое давление газа, например, любое заданное давление газа может составлять от 0,3 МПа до 3,0 МПа или от 3,5 МПа до 8,0 МПа. То есть компоненты блока хранения газа высокого давления взаимодействуют согласованно так, что первая камера для хранения газа и вторая камера для хранения газа поочередно сообщаются с последующим блоком регулирования давления в любой момент времени, и давление газа в первой или второй камере, сообщающейся с блоком регулирования давления, не опускается ниже любого заданного давления газа в любой момент времени. Предпочтительно давление газа в первой или второй камере для хранения газа, которая непрерывно и поочередно сообщается с блоком регулирования давления, всегда выше любого заданного давления на 0,5-1,8 МПа или на 1 МПа для обеспечения гораздо более удобного регулирования и контроля природного газа и получения гораздо более стабильного результата измерения. Более того, первая камера для хранения газа может представлять собой одну субкамеру для хранения газа (например цистерну для хранения газа) либо может быть образована двумя или более (например от трех до десяти) субкамерами для хранения газа (например цистернами для хранения газа), в которых впускные отверстия для газа открываются или закрываются одинаковым образом и выпускные отверстия для газа открываются или закрываются одинаковым образом. Вторая субкамера для хранения газа может представлять собой одну субкамеру для хранения газа (например цистерну для хранения газа) либо может быть образована двумя или более (например от трех до десяти) субкамерами для хранения газа (например цистернами для хранения газа), в которых впускные отверстия для газа открываются или закрываются одинаковым образом и выпускные отверстия для газа открываются или закрываются одинаковым образом.The high-pressure gas storage unit provides reception and storage of natural gas, the pressure of which is increased by means of the pressure injection unit. For example, the high pressure gas storage unit may comprise a first gas storage chamber, a second gas storage chamber, a gas inlet valve, a gas discharge valve, and a gas valve controller. In this case, the first gas storage chamber may have a first gas inlet, a first pressure sensor and a first gas outlet. The first pressure sensor may provide real-time monitoring of gas pressure in the first chamber. The second gas storage chamber may have a second gas inlet, a second pressure sensor and a second gas outlet. The second pressure sensor can provide real-time monitoring of gas pressure in the second chamber. The gas inlet valve may be in the first position or in the second position, and in the first position, the first gas inlet is in communication with the pressure injection unit, and the second gas inlet is not in communication with the specified block, while in the second position, the second inlet for gas is in communication with the pressure injection unit, and the first gas inlet is not in communication with the specified block. The gas release valve may be in a third position or a fourth position, wherein in the third position the first gas outlet is in communication with the pressure control unit, and the second gas outlet is not in communication with the specified block, while in the fourth position the second gas outlet is in communication with the pressure control unit, and the first gas outlet is not in communication with the specified unit. The gas valve controller can be configured to control the gas inlet valve to ensure that it is in the first position and to regulate the gas release valve to be in the fourth position according to values obtained from the first and second pressure sensors in real time, or to be adjustable the gas inlet valve to ensure that it is in the second position and control the gas release valve to ensure it is in the third position according eniyam obtained from the first and second pressure sensors in real time, so that the gas pressure in the first or the second chamber for the gas that is continuously and alternately communicates with the pressure control unit does not fall below any predetermined gas pressure at any point in time. In this case, any given gas pressure is any recorded gas pressure, for example, any given gas pressure can be from 0.3 MPa to 3.0 MPa or from 3.5 MPa to 8.0 MPa. That is, the components of the high pressure gas storage unit cooperate in such a way that the first gas storage chamber and the second gas storage chamber are alternately communicated with a subsequent pressure control unit at any time, and the gas pressure in the first or second chamber communicating with the pressure control unit , does not fall below any given gas pressure at any time. Preferably, the gas pressure in the first or second gas storage chamber, which continuously and alternately communicates with the pressure control unit, is always higher than any predetermined pressure by 0.5-1.8 MPa or 1 MPa to provide much more convenient regulation and control of natural gas and get a much more stable measurement result. Moreover, the first gas storage chamber may be a single gas storage subchamber (e.g., a gas storage tank) or may be formed by two or more (e.g. three to ten) gas storage subchambers (e.g., gas storage tanks), which gas inlets open or close in the same way and gas outlets open or close in the same way. The second gas storage subchamber may be a single gas storage subchamber (e.g., a gas storage tank) or may be formed by two or more (e.g., three to ten) gas storage subchambers (e.g., gas storage tanks) in which inlets for gas open or close in the same way and gas outlets for gas open or close in the same way.

Блок регулирования давления выполнен с возможностью регулирования давления природного газа, проходящего через указанный блок, с получением любого заданного давления газа. Любое заданное давление газа может представлять собой окружающее давление в рабочей среде откалиброванного расходомера в момент фактической регистрации. В случае, когда камера для хранения газа высокого давления содержит первую камеру для хранения газа и вторую камеру для хранения газа, блок регулирования давления может быть выполнен с возможностью регулирования давления природного газа, поступающего в указанный блок из указанной первой или второй камеры, с получением любого заданного давления газа.The pressure control unit is configured to control the pressure of natural gas passing through said unit to produce any desired gas pressure. Any given gas pressure may be the ambient pressure in the working medium of a calibrated flow meter at the time of actual recording. In the case where the high-pressure gas storage chamber comprises a first gas storage chamber and a second gas storage chamber, the pressure control unit may be configured to control the pressure of natural gas entering the specified unit from the first or second chamber to obtain any preset gas pressure.

Блок быстрого отвода содержит быстродействующий отводящий элемент, который может быть быстро переведен в заполненное состояние, при котором эталонный расходомер сообщается с системой оценки массы, или выведен из указанного состояния. Система оценки массы обеспечивает измерение массы поступающего в нее природного газа. Система измерения времени может измерять время, в течение которого быстродействующий отводящий элемент находится в заполненном состоянии.The quick outlet block contains a quick-acting outlet element, which can be quickly transferred to the filled state, in which the reference flowmeter communicates with the mass estimation system, or is removed from the specified state. The mass assessment system provides a measurement of the mass of natural gas entering it. The time measurement system can measure the time during which the quick-release element is in a filled state.

Кроме того, в одном или более типичных вариантах выполнения на основании вышеизложенного первичная установка может дополнительно содержать одно или более из следующего: блок очистки газа, блок поддержания температуры и блок компонентного анализа (например блок анализа компонентного состава природного газа), как показано на фиг. 2. При этом блок очистки газа может быть расположен между блоком нагнетания давления и блоком хранения газа высокого давления либо перед блоком нагнетания давления и может обеспечивать дегидратацию и десульфуризацию природного газа, а также удаление твердых частиц, содержащихся в природном газе. Блок поддержания температуры может быть расположен между блоком регулирования давления и эталонным расходомером и может обеспечивать контроль температуры природного газа, выходящего из блока регулирования давления, в пределах постоянного диапазона. Блок компонентного анализа может быть расположен между блоком регулирования давления и эталонным расходомером и может обеспечивать анализ состава природного газа, подаваемого в эталонный расходомер.In addition, in one or more typical embodiments, based on the foregoing, the primary unit may further comprise one or more of the following: a gas purification unit, a temperature maintenance unit, and a component analysis unit (eg, a natural gas component composition analysis unit), as shown in FIG. 2. In this case, the gas purification unit can be located between the pressure injection unit and the high pressure gas storage unit or in front of the pressure injection unit and can provide dehydration and desulfurization of natural gas, as well as the removal of solid particles contained in natural gas. The temperature maintenance unit may be located between the pressure control unit and the reference flowmeter, and may provide temperature control of the natural gas exiting the pressure control unit within a constant range. The component analysis unit may be located between the pressure control unit and the reference flowmeter and may provide an analysis of the composition of natural gas supplied to the reference flowmeter.

Кроме того, в одном или более типичных вариантах выполнения на основании вышеизложенного первичная установка может дополнительно содержать блок хранения газа низкого давления или циркуляционную трубу. Блок хранения газа низкого давления может сообщаться с выпускным отверстием эталонного расходомера через блок быстрого отвода, когда быстродействующий отводящий элемент не находится в заполненном состоянии. Циркуляционная труба может обеспечивать сообщение выпускного отверстия эталонного расходомера с впускным отверстием блока нагнетания давления через блок быстрого отвода, когда быстродействующий отводящий элемент не находится в заполненном состоянии.In addition, in one or more typical embodiments, based on the foregoing, the primary installation may further comprise a low pressure gas storage unit or a circulation pipe. The low pressure gas storage unit may communicate with the outlet of the reference flow meter through the quick exhaust unit when the quick exhaust element is not in a filled state. The circulation pipe can provide an outlet for the reference flowmeter with the inlet of the pressure injection unit through the quick exhaust unit when the quick exhaust element is not in a filled state.

На фиг. 3 изображена схема быстрого отвода и соединение блока измерения времени и системы оценки массы в первичной установке для измерения потока природного газа согласно одному или более типичным вариантам выполнения.In FIG. 3 illustrates a quick exhaust circuit and connection of a time measuring unit and a mass estimation system in a primary apparatus for measuring a natural gas flow according to one or more typical embodiments.

Как показано на фиг. 3, в первичной установке для измерения потока природного газа согласно одному или более типичным вариантам выполнения система оценки массы содержит весы (не показаны на фиг. 3), первый сосуд 601А для взвешивания и второй сосуд 601В для взвешивания. При этом труба, соединяющая блок 40 быстрого отвода с системой оценки массы, содержит главную трубу (например горизонтальную трубу, изображенную на фиг. 3), снабженную быстродействующим отводящим элементом, и первую и вторую отводные трубы, сообщающиеся с выпускным отверстием для газа в указанной главной трубе. Первая отводная труба соединена с первым сосудом 601А для взвешивания, при этом между первой отводной трубой и главной трубой образован первый угол. Вторая отводная труба соединена со вторым сосудом 601В для взвешивания, при этом между второй отводной трубой и главной трубой образован второй угол. Значение указанных первого и второго углов обеспечивает минимизацию объема трубы, соединяющей блок быстрого отвода с системой оценки массы. Например, первый и второй углы в сумме могут составлять острый угол, который предпочтительно имеет значение от 60° до 80°. Кроме того, при выполнении взвешивания с помощью системы оценки массы первый сосуд для взвешивания или второй сосуд для взвешивания подвешен на одном конце весов, при этом, когда система оценки массы находится в заполненном состоянии, указанные первый и второй сосуды соединены с главной трубой. Это может обеспечить эффективное уменьшение объема природного газа, остающегося в трубе, соединяющей блок быстрого отвода с системой оценки массы, в результате чего уменьшается погрешность измерения.As shown in FIG. 3, in a primary installation for measuring natural gas flow according to one or more typical embodiments, the mass estimation system comprises a scale (not shown in FIG. 3), a first weighing vessel 601A and a second weighing vessel 601B. In this case, the pipe connecting the quick exhaust unit 40 to the mass estimation system comprises a main pipe (for example, a horizontal pipe shown in Fig. 3) equipped with a quick-acting exhaust element, and first and second exhaust pipes communicating with the gas outlet in the specified main the pipe. The first branch pipe is connected to the first weighing vessel 601A, and a first angle is formed between the first branch pipe and the main pipe. A second branch pipe is connected to the second weighing vessel 601B, and a second angle is formed between the second branch pipe and the main pipe. The value of the indicated first and second angles minimizes the volume of the pipe connecting the quick exhaust unit with the mass estimation system. For example, the first and second angles may add up to an acute angle, which preferably has a value of 60 ° to 80 °. In addition, when performing weighing using the mass estimation system, the first weighing vessel or the second weighing vessel is suspended at one end of the balance, and when the mass evaluation system is in a filled state, said first and second vessels are connected to the main pipe. This can provide an effective reduction in the amount of natural gas remaining in the pipe connecting the quick exhaust unit to the mass estimation system, thereby reducing the measurement error.

На фиг. 4 изображен схематический вид сверху передвижного погрузочного устройства в первичной установке для измерения потока природного газа согласно одному или более типичным вариантам выполнения.In FIG. 4 is a schematic top view of a mobile loading device in a primary installation for measuring a natural gas stream in accordance with one or more typical embodiments.

Как показано на фиг. 4, в первичной установке для измерения потока природного газа согласно одному или более типичным вариантам выполнения передвижное погрузочное устройство содержит: первую платформу 701, транспортировочный блок 703, вторую платформу 702, первый приводной блок (не показан на фиг. 4), второй приводной блок (не показан на фиг. 4) и третий приводной блок (не показан на фиг. 4). При этом первая платформа поддерживает сосуд для взвешивания, входящий в систему оценки массы. Транспортировочный блок может перемещать первую платформу вместе с сосудом для взвешивания между положением наполнения и положением взвешивания. Например, транспортировочный блок может представлять собой приводной механизм направляющего рельса. Положение наполнения может находиться, например, между системой оценки массы и блоком быстрого отвода, например, у двух черных меток, изображенных на фиг. 3 над платформой 702. Положение взвешивания может находиться ниже весов системы оценки массы, например, у двух черных меток, изображенных на фиг. 3 под платформой 701. Вторая платформа расположена у положения наполнения для поддержания первой платформы и сосуда для взвешивания, переносимых транспортировочным блоком к положению наполнения. Первый приводной блок используется для управления подъемом и опусканием второй платформы, второй приводной блок используется для управления наклоном второй платформы влево и вправо, а третий приводной блок используется для управления наклоном второй платформы вперед и назад с обеспечением регулирования положения первой платформы и сосуда для взвешивания на второй платформе так, что сосуд для взвешивания и труба, снабженная быстродействующим отводящим элементом, находятся в стыковом соединении без механического напряжения.As shown in FIG. 4, in a primary installation for measuring the flow of natural gas according to one or more typical embodiments, the mobile loading device comprises: a first platform 701, a transport unit 703, a second platform 702, a first drive unit (not shown in FIG. 4), a second drive unit ( not shown in Fig. 4) and a third drive unit (not shown in Fig. 4). Moreover, the first platform supports a weighing vessel, which is part of the mass assessment system. The transport unit can move the first platform together with the weighing vessel between the filling position and the weighing position. For example, the transport unit may be a guide rail drive mechanism. The filling position can be, for example, between the mass estimation system and the quick retraction unit, for example, at the two black marks shown in FIG. 3 above the platform 702. The weighing position may be lower than the weights of the mass estimation system, for example, with the two black marks shown in FIG. 3 under the platform 701. The second platform is located at the filling position to support the first platform and the weighing vessel carried by the transport unit to the filling position. The first drive unit is used to control the raising and lowering of the second platform, the second drive unit is used to control the tilt of the second platform left and right, and the third drive unit is used to control the tilt of the second platform forward and backward, providing adjustment of the position of the first platform and weighing vessel on the second the platform so that the weighing vessel and the pipe, equipped with a quick-acting outlet element, are in the butt joint without mechanical stress.

Кроме того, вторая платформа может дополнительно содержать по меньшей мере три жесткие сферы равного диаметра и криволинейные углубления, соответствующие количеству сфер, выполненных на верхней поверхности второй платформы. Например, на второй платформе 702, изображенной на фиг. 4, имеются четыре жесткие сферы. Каждая сфера расположена внутри одного криволинейного углубления, при этом сфера обеспечивает поддержание нижней части первой платформы и точное регулирование пространственных положений первой платформы и сосуда для взвешивания путем изменения положения сферы в криволинейном углублении. Например, глубина криволинейного углубления может составлять от 1/3 до 2/3 диаметра сферы.In addition, the second platform may further comprise at least three rigid spheres of equal diameter and curved recesses corresponding to the number of spheres made on the upper surface of the second platform. For example, on the second platform 702 shown in FIG. 4, there are four hard spheres. Each sphere is located inside one curved recess, while the sphere maintains the lower part of the first platform and precisely regulates the spatial positions of the first platform and the weighing vessel by changing the position of the sphere in the curved recess. For example, the depth of a curved depression may be from 1/3 to 2/3 of the diameter of the sphere.

На фиг. 5 изображена схема системы оценки массы в первичной установке для измерения потока природного газа согласно одному или более типичным вариантам выполнения.In FIG. 5 is a schematic diagram of a mass estimation system in a primary apparatus for measuring a natural gas flow according to one or more exemplary embodiments.

Как показано на фиг. 5, в первичной установке для измерения природного газа согласно одному или более типичным вариантам выполнения система оценки массы содержит воздушный денситометр (не показан на фиг. 5) и сосуд 601А для взвешивания. Сосуд для взвешивания имеет двухслойную конструкцию, состоящую из корпуса внутреннего бака и корпуса наружного бака, между которыми образован пустой объем. Природный газ поступает в корпус внутреннего бака через впуск, проходящий через указанный корпус и корпус наружного бака. Например, впуск может быть герметично соединен с корпусом наружного бака путем сварки. С одной стороны в верхней части корпуса наружного бака выполнено отверстие, к которому присоединена тонкая трубка, имеющая стандартную площадь поперечного сечения. Стенка указанной трубки размечена линейной шкалой. Внутреннее пространство между корпусами наружного и внутреннего баков заполнено текучей средой (которая показана на фиг. 5 черной кольцевой областью), причем указанная текучая среда (например вода или нефть) может проходить во внутреннее пространство тонкой трубки, имеющей стандартное поперечное сечение. Когда сосуд для взвешивания не заполнен, уровень текучей среды внутри тонкой трубки, имеющей стандартное поперечное сечение, выше верхней точки корпуса наружного бака.As shown in FIG. 5, in a primary installation for measuring natural gas according to one or more typical embodiments, the mass estimation system comprises an air densitometer (not shown in FIG. 5) and a weighing vessel 601A. The weighing vessel has a two-layer structure consisting of an inner tank body and an outer tank body, between which an empty volume is formed. Natural gas enters the casing of the inner tank through an inlet passing through the casing and the casing of the outer tank. For example, the inlet may be hermetically connected to the body of the outer tank by welding. On one side, an opening is made in the upper part of the outer tank casing to which a thin tube is attached having a standard cross-sectional area. The wall of this tube is marked with a linear scale. The inner space between the bodies of the outer and inner tanks is filled with a fluid (which is shown in Fig. 5 by a black annular region), wherein said fluid (for example, water or oil) can pass into the interior of a thin tube having a standard cross section. When the weighing vessel is not full, the fluid level inside the thin tube having a standard cross-section is higher than the upper point of the outer tank body.

На фиг. 6 изображена схема системы оценки массы в первичной установке для измерения потока природного газа согласно одному или более типичным вариантам выполнения.In FIG. 6 is a schematic diagram of a mass estimation system in a primary apparatus for measuring a natural gas stream according to one or more exemplary embodiments.

Как показано на фиг. 6, в первичной установке для измерения потока природного газа согласно одному или более типичным вариантам выполнения система оценки массы содержит сосуд для взвешивания (не показан на фиг. 6), коромысло 602 весов, груз (не показан на фиг. 6) и опорное устройство для весов. Опорное устройство содержит ограничительное устройство для весов (не показано на фиг. 6), верхний опорный вал 603, составной элемент 604, образованный сферами, и нижний опорный вал 605. Ограничительное устройство для весов представляет собой обычный компонент крупногабаритного весового оборудования, который может использоваться для предотвращения наклона весов на большой угол или даже переворачивания. Например, ограничительное устройство для весов может представлять собой ограничитель хода.As shown in FIG. 6, in a primary installation for measuring the flow of natural gas according to one or more typical embodiments, the mass estimation system comprises a weighing vessel (not shown in FIG. 6), a balance beam 602, a load (not shown in FIG. 6) and a support device for weights. The support device comprises a weight restriction device (not shown in FIG. 6), an upper support shaft 603, a spherical component 604, and a lower support shaft 605. The weight restriction device is a common component of large-sized weighing equipment that can be used for prevent the scales from tilting at a large angle or even turning over. For example, the weight limiter may be a travel stop.

Составной элемент, образованный сферами, может иметь полость 606 и конструкцию из сфер, расположенную внутри указанной полости. Полость может обеспечивать возможность свободного поворота каждой сферы в указанной конструкции, но с расположением при этом каждой сферы в фиксированном положении в полости так, что сфера не может перекатываться в полости. Конструкция из сфер может быть составлена из трех рядов, образованных первой сферой, группой вторых сфер и третьей сферой, которые последовательно составлены в вертикальном направлении, причем группа вторых сфер может состоять из трех сфер равного диаметра, которые расположены в одной горизонтальной плоскости и попарно тангенциально соприкасаются наружными поверхностями, при этом первая сфера расположена выше центрального положения группы вторых сфер, а третья сфера расположена ниже центрального положения группы вторых сфер. То есть первый ряд конструкции из сфер представляет собой одну сферу, второй ряд представляет собой группу сфер и состоит из трех сфер, и третий ряд представляет собой одну сферу. Три сферы второго ряда, состоящего из группы сфер (то есть группы вторых сфер), имеют одинаковый диаметр, при этом все три сферы расположены в одной и той же горизонтальной плоскости и попарно тангенциально контактируют наружными поверхностями. Сфера первого ряда (первая сфера) расположена над центром второго ряда из группы сфер, а сфера третьего ряда (третья сфера) расположена под центром второго ряда из группы сфер. Все центры тяжести первой сферы, группы вторых сфер и третьей сферы расположены на одной и той же вертикальной линии.The constituent element formed by the spheres may have a cavity 606 and a structure of spheres located inside the specified cavity. The cavity can provide the possibility of free rotation of each sphere in the specified design, but with the location of each sphere in a fixed position in the cavity so that the sphere cannot roll in the cavity. The structure of the spheres can be composed of three rows formed by the first sphere, a group of second spheres and a third sphere, which are successively composed in the vertical direction, and the group of second spheres can consist of three spheres of equal diameter, which are located in the same horizontal plane and tangentially adjoin in pairs outer surfaces, while the first sphere is located above the central position of the group of second spheres, and the third sphere is located below the central position of the group of second spheres. That is, the first row of the sphere structure represents one sphere, the second row represents a group of spheres and consists of three spheres, and the third row represents one sphere. Three spheres of the second row, consisting of a group of spheres (that is, a group of second spheres), have the same diameter, while all three spheres are located in the same horizontal plane and tangentially contact the outer surfaces in pairs. The sphere of the first row (the first sphere) is located above the center of the second row from the group of spheres, and the sphere of the third row (third sphere) is located under the center of the second row from the group of spheres. All centers of gravity of the first sphere, groups of the second spheres and the third sphere are located on the same vertical line.

Верхний опорный вал имеет верхнюю часть, соединенную с коромыслом весов, и нижнюю часть, охватывающую верхнюю часть первой сферы таким образом, что объем охваченной верхней части первой сферы не превышает половины объема указанной сферы. Например, верхняя часть верхнего опорного вала может быть соединена с центральной точкой коромысла, при этом весы являются равноплечными весами. Разумеется, положение соединения не ограничено указанным, и также могут иметь место другие положения соединения, при этом весы являются неравноплечными. Соединение может иметь вид подвижного соединения. Нижняя часть верхнего опорного вала имеет вогнутую внутрь сферическую криволинейную поверхность, которая может охватывать сферу первого ряда, при этом охваченный объем сферы первого ряда может свободно регулироваться, например, объем охваченной верхней части сферы первого ряда не превышает половину объема указанной сферы.The upper support shaft has an upper part connected to the balance beam, and a lower part covering the upper part of the first sphere so that the volume of the covered upper part of the first sphere does not exceed half the volume of the specified sphere. For example, the upper part of the upper support shaft can be connected to the center point of the rocker arm, while the balance is equal-arm balance. Of course, the connection position is not limited to the above, and other connection positions may also occur, while the balance is unequal. The connection may take the form of a movable connection. The lower part of the upper support shaft has an inwardly curved spherical curved surface that can cover the sphere of the first row, while the enveloped volume of the sphere of the first row can be freely adjusted, for example, the volume of the covered upper part of the sphere of the first row does not exceed half the volume of the specified sphere.

Нижний опорный вал содержит корпус и опорный элемент 605А, причем корпус вала зафиксирован в вертикальном направлении, и его верхняя часть может охватывать нижнюю часть третьей сферы таким образом, что объем охваченной нижней части первой сферы не превышает половину объема третьей сферы, при этом опорный элемент 605А может обеспечивать поддержание элемента, образованного сферами, и его крепление на корпусе вала. Например, нижняя часть корпуса вала зафиксирована в вертикальном направлении, а его верхняя часть имеет вогнутую внутреннюю сферическую криволинейную поверхность, которая может охватывать сферу третьего ряда, при этом охваченный объем сферы может свободно регулироваться, например, объем охваченной нижней части сферы третьего ряда не превышает половины объема указанной сферы. Основная функция опорного элемента заключается в возможности обеспечения поддержания элемента, образованного сферами, и его крепления на корпусе вала опорного устройства. Один конец опорного элемента соединен с корпусом нижнего опорного вала, а другой конец опорного элемента соединен с нижней частью элемента, образованного сферами. Например, в данном типичном варианте выполнения один конец опорного элемента неподвижно соединен с корпусом нижнего опорного вала, а его другой конец подвижным образом соединен с нижней частью элемента, образованного из сфер. Форма, состав и т.п. для опорного элемента могут быть выбраны произвольно, например, опорный элемент может состоять из трех или более опорных штанг.The lower support shaft comprises a housing and a support element 605A, the shaft housing being fixed in a vertical direction, and its upper part can cover the lower part of the third sphere so that the volume of the covered lower part of the first sphere does not exceed half the volume of the third sphere, while the supporting element 605A can provide support for the element formed by the spheres, and its mounting on the shaft housing. For example, the lower part of the shaft housing is fixed in the vertical direction, and its upper part has a concave inner spherical curved surface that can cover the sphere of the third row, while the covered volume of the sphere can be freely adjusted, for example, the volume of the covered lower part of the sphere of the third row does not exceed half volume of the specified sphere. The main function of the support element is the ability to maintain the element formed by the spheres, and its mounting on the shaft housing of the support device. One end of the support element is connected to the housing of the lower support shaft, and the other end of the support element is connected to the lower part of the element formed by spheres. For example, in this typical embodiment, one end of the support element is fixedly connected to the housing of the lower support shaft, and its other end is movably connected to the lower part of the element formed of spheres. Form, composition, etc. for the support element can be arbitrarily selected, for example, the support element may consist of three or more support rods.

В первичной установке для измерения потока природного газа согласно одному или более типичным вариантам выполнения первичное устройство может дополнительно содержать систему контроля температуры и влажности в помещении для взвешивания. Указанная система может содержать блок регулирования температуры, блок регулирования влажности, блок подачи воздуха, блок с группой микропористых трубок и блок выпуска воздуха. При этом блок регулирования температуры содержит нагревающий блок и охлаждающий блок, предназначенные для регулирования температуры газа (например воздуха), поступающего в помещение для взвешивания. В данном случае нагревающий блок может содержать первичный электрический нагреватель для грубой регулировки и вторичный электрический нагреватель для точной регулировки. Блок регулирования влажности используется для регулирования влажности газа, поступающего в помещение для взвешивания, при этом газ, поступающий в помещение для взвешивания, может содержать газ, которые необходимо подать в указанное помещение. Например, блок регулирования влажности может содержать электрический увлажнитель и фильтр для удаления примесей и ионов из воды, используемой в электрическом увлажнителе. Блок подачи воздуха обеспечивает подачу газа (например воздуха) в помещение для взвешивания через блок с группой микропористых трубок. Блок с группой микропористых трубок содержит несколько микропористых трубок, равномерно распределенных по окружающим стенкам и/или верхней поверхности помещения для взвешивания, либо нескольких микропористых пластин с равномерно распределенными микропорами, расположенных на окружающих стенках и/или верхней поверхности помещения для взвешивания. Блок выпуска воздуха имеет несколько выпускных отверстий для воздуха, которые равномерно распределены по нижней стенке помещения для взвешивания и предназначены для выпуска газа, находящегося в указанном помещении.In a primary installation for measuring the flow of natural gas according to one or more typical embodiments, the primary device may further comprise a temperature and humidity control system in the weighing room. The specified system may include a temperature control unit, a humidity control unit, an air supply unit, a unit with a group of microporous tubes and an air discharge unit. At the same time, the temperature control unit contains a heating unit and a cooling unit designed to control the temperature of the gas (for example, air) entering the weighing room. In this case, the heating unit may comprise a primary electric heater for coarse adjustment and a secondary electric heater for fine adjustment. The humidity control unit is used to control the humidity of the gas entering the weighing room, while the gas entering the weighing room may contain gas that must be supplied to the specified room. For example, the humidity control unit may include an electric humidifier and a filter to remove impurities and ions from the water used in the electric humidifier. The air supply unit supplies gas (e.g. air) to the weighing room through a unit with a group of microporous tubes. A block with a group of microporous tubes contains several microporous tubes evenly distributed over the surrounding walls and / or upper surface of the weighing room, or several microporous plates with evenly distributed micropores located on the surrounding walls and / or upper surface of the weighing room. The air exhaust unit has several air outlets that are evenly distributed on the bottom wall of the weighing room and are designed to discharge gas in the specified room.

Кроме того, система контроля температуры и влажности в помещении для взвешивания также может содержать блок притока свежего воздуха. Блок притока свежего воздуха сообщается с блоком, содержащим группу микропористых трубок, так что в помещение для взвешивания может быть подан свежий газ (например воздух).In addition, the temperature and humidity control system in the weighing room may also include a fresh air supply unit. The fresh air supply unit communicates with the unit containing a group of microporous tubes, so that fresh gas (e.g. air) can be supplied to the weighing room.

На фиг. 7 изображена схема устройства предупреждения коррозии водного тракта в первичной установке для измерения потока природного газа согласно одному или более типичным вариантам выполнения. На фиг. 8 изображена схема устройства предупреждения коррозии газового тракта в первичной установке для измерения потока природного газа согласно одному или более типичным вариантам выполнения. На фиг. 9 изображена схема процесса десорбции в устройстве предупреждения коррозии газового тракта в первичной установке для измерения потока природного газа согласно одному или более типичным вариантам выполнения.In FIG. 7 is a schematic diagram of a waterway corrosion prevention device in a primary installation for measuring a natural gas stream in accordance with one or more exemplary embodiments. In FIG. 8 is a diagram of a gas path corrosion prevention device in a primary installation for measuring a natural gas flow according to one or more exemplary embodiments. In FIG. 9 is a diagram of a desorption process in a gas path corrosion prevention device in a primary apparatus for measuring a natural gas flow according to one or more typical embodiments.

Как показано на фиг. 7, в первичной установке для измерения потока природного газа согласно одному или более типичным вариантам выполнения устройство предупреждения коррозии водного тракта может содержать блок хранения воды, блок подачи инертного газа и вентиляционный блок.As shown in FIG. 7, in a primary apparatus for measuring a natural gas flow according to one or more typical embodiments, the waterway corrosion prevention device may include a water storage unit, an inert gas supply unit, and a ventilation unit.

Блок хранения воды может содержать бак 101, в котором может храниться масса воды (например мягкой воды, мягкой охлаждающей воды и т.д.), впускное отверстие 102 для воды и выпускное отверстие 103 для воды. Выпускное отверстие блока хранения воды сообщается с впускным отверстием трубки, предназначенной для подачи охлаждающей воды и входящей в блок нагнетания давления природного газа (например газовый компрессор) первичной установки для измерения природного газа. Более того, выпускное отверстие блока хранения воды также может сообщаться с впускным отверстием трубки, предназначенной для подачи охлаждающей воды и входящей в блок поддержания температуры (например теплообменник) первичной установки для измерения потока природного газа, соответственно или одновременно.The water storage unit may include a tank 101, in which a mass of water can be stored (e.g. soft water, soft cooling water, etc.), a water inlet 102 and a water outlet 103. The outlet of the water storage unit is in communication with the inlet of the tube for supplying cooling water and included in the natural gas pressure injection unit (for example, a gas compressor) of the primary installation for measuring natural gas. Moreover, the outlet of the water storage unit can also communicate with the inlet of the tube for supplying cooling water and entering the temperature maintenance unit (for example a heat exchanger) of the primary unit for measuring the flow of natural gas, respectively or simultaneously.

Вентиляционный блок может содержать инспираторный элемент 104 и экспираторный элемент 105. Вентиляционный блок объединен с блоком хранения воды и может образовывать герметичную полость, которая может периодически открываться и закрываться. Как показано на фиг. 7, герметичная полость может быть образована путем установки вентиляционного блока наверху бака блока хранения воды. Инспираторный элемент может обеспечивать сообщение блока подачи инертного газа с блоком хранения воды, а экспираторный элемент может сообщаться с блоком хранения воды. Например, инспираторный элемент может быть соединен с верхней частью бака блока хранения воды и подавать инертный газ, находящийся в блоке подачи инертного газа, в герметичную полость. Экспираторный элемент может быть соединен с верхней частью бака блока хранения воды. Инертный газ, находящийся в блоке подачи инертного газа, может подаваться в герметичную полость, образованную вентиляционным блоком и блоком хранения воды, с помощью инспираторного элемента вентиляционного блока. Например, инспираторный элемент может иметь канал для выпуска газа, который может проходить в массу воды, находящуюся в баке, с обеспечением передачи в нее инертного газа. Неинертный газ, находящийся в блоке хранения воды, может быть выведен из герметичной полости путем приведения в действие экспираторного элемента вентиляционного блока. В данном случае инертный газ может представлять собой один или более из следующего: азот, аргон и т.п. В одном или более типичных вариантах выполнения инертный газ вводится, прежде всего, для обеспечения изоляции неинертного газа (например кислорода) для предотвращения коррозии оборудования, вызванной реакцией, например окисления и т.п., неинертного газа с устройством. Таким образом, тип инертного газа не ограничен вышеописанным. Неинертные газы могут содержать газы, способные вызывать коррозию оборудования, такие как кислород, находящийся в баке, и кислород, находящийся в воде.The ventilation unit may comprise an inspiratory element 104 and an expiratory element 105. The ventilation unit is integrated with the water storage unit and may form an airtight cavity that may periodically open and close. As shown in FIG. 7, a sealed cavity may be formed by installing a ventilation unit at the top of the tank of the water storage unit. The inspiratory element may provide communication between the inert gas supply unit and the water storage unit, and the expiratory element may communicate with the water storage unit. For example, an inspiratory element can be connected to the upper part of the tank of the water storage unit and supply inert gas located in the inert gas supply unit to the sealed cavity. The expiratory element may be connected to the upper part of the tank of the water storage unit. The inert gas located in the inert gas supply unit may be supplied to the airtight cavity formed by the ventilation unit and the water storage unit using an inspiratory element of the ventilation unit. For example, the inspiratory element may have a channel for the release of gas, which can pass into the mass of water in the tank, ensuring the transfer of inert gas into it. Non-inert gas located in the water storage unit can be removed from the sealed cavity by actuating the expiratory element of the ventilation unit. In this case, the inert gas may be one or more of the following: nitrogen, argon, and the like. In one or more typical embodiments, an inert gas is introduced, first of all, to insulate a non-inert gas (e.g. oxygen) to prevent corrosion of equipment caused by a reaction, such as oxidation and the like, of a non-inert gas with the device. Thus, the type of inert gas is not limited to the above. Non-inert gases may contain gases that can cause corrosion of equipment, such as oxygen in the tank and oxygen in the water.

При эксплуатации охлаждающая вода может быть введена в бак через впускное отверстие для воды. Инертный газ может быть введен из блока подачи инертного газа в бак и находящуюся в нем массу воды через инспираторный элемент вентиляционного блока так, что инертный газ покрывает поверхность массы воды и растворяется в жидкости, с устранением тем самым неинертного газа, растворенного в жидкости, и дополнительным предотвращением проникновения кислорода, содержащегося в воздухе, в массу воды, выполняя, таким образом, роль антикоррозионного средства. Неинертные газы, находящиеся в баке и массе воды, выводятся из экспираторного элемента. Охлаждающая вода, обработанная инертным газом, может выходить из бака через выпускное отверстие для воды и поступать соответственно в блок нагнетания давления и блок поддержания температуры, входящие в первичную установку для измерения потока природного газа.During operation, cooling water can be introduced into the tank through the water inlet. Inert gas can be introduced from the inert gas supply unit to the tank and the mass of water inside it through the inspiratory element of the ventilation unit so that the inert gas covers the surface of the mass of water and dissolves in the liquid, thereby eliminating non-inert gas dissolved in the liquid, and additional preventing the penetration of oxygen contained in the air into the mass of water, thus fulfilling the role of an anti-corrosion agent. Non-inert gases in the tank and in the body of water are discharged from the expiratory element. Inert gas treated cooling water may exit the tank through the water outlet and, respectively, enter the pressure injection unit and the temperature maintenance unit included in the primary unit for measuring the flow of natural gas.

Как показано на фиг. 8, в первичной установке для измерения потока природного газа согласно одному или более типичным вариантам выполнения устройство предотвращения коррозии газового тракта может содержать блок десульфуризации, блок дегидратации (например поглотитель с молекулярным ситом) и блок удаления пыли, которые соединены последовательно с помощью трубы согласно направлению потока природного газа.As shown in FIG. 8, in a primary installation for measuring natural gas flow according to one or more exemplary embodiments, the gas path corrosion prevention device may include a desulfurization unit, a dehydration unit (e.g., a molecular sieve absorber) and a dust removal unit that are connected in series via a pipe according to the flow direction natural gas.

В частности, блок десульфуризации может быть соединен при помощи трубы с источником газа низкого давления в первичной установке для измерения природного газа или может быть расположен между блоком нагнетания давления и блоком хранения газа высокого давления в указанной установке и может обеспечивать удаление серосодержащих веществ из природного газа, проходящего через блок десульфуризации. Например, десульфуратор, применяемый в блоке десульфуризации, может представлять собой оксид цинка. Природный газ из источника газа низкого давления также может называться неочищенным природным газом, и его давление может составлять от 0,3 МПа до 3,0 МПа, температура - от 18° до 20°, а объем газа может составлять от 0,5×10⁴ м³/день до 2×10⁴ м³/день.In particular, the desulphurisation unit may be connected via a pipe to a low pressure gas source in a primary natural gas measuring device or may be located between the pressure injection unit and the high pressure gas storage unit in said installation and may allow removal of sulfur-containing substances from natural gas, passing through a desulfurization unit. For example, the desulfurizer used in the desulfurization unit may be zinc oxide. Natural gas from a low-pressure gas source can also be called raw natural gas, and its pressure can be from 0.3 MPa to 3.0 MPa, the temperature from 18 ° to 20 °, and the gas volume can be from 0.5 × 10 ⁴ m ³ / day to 2 × 10 ⁴ m ³ / day.

Блок дегидратации выполнен с возможностью удаления воды из природного газа. Блок дегидратации содержит два или более дегидраторов и осуществляет непрерывное удаление воды из природного газа путем поочередного использования указанных двух или более дегидраторов. Например, если блок дегидратации состоит из двух поглотителей с молекулярным ситом, указанные два поглотителя могут быть расположены параллельно.The dehydration unit is configured to remove water from natural gas. The dehydration unit contains two or more dehydrators and continuously removes water from natural gas by alternately using the two or more dehydrators. For example, if the dehydration unit consists of two scavengers with a molecular sieve, the two scavengers may be located in parallel.

Например, каждый дегидратор может содержать несколько поглотителей с молекулярным ситом, нагревающий блок и охлаждающий блок. При этом впускное отверстие для газа в поглотителе сообщается с выпускным отверстием для газа в блоке десульфуризации, а выпускное отверстие для газа в поглотителе сообщается с впускным отверстием для газа в блока удаления пыли, так что вода, содержащаяся в природном газе, проходящем от впускного отверстия поглотителя к его выпускному отверстию может быть адсорбирована, когда поглотитель находится в рабочем состоянии (также называемом состоянием использования). Например, поглотитель с молекулярным ситом может содержать молекулярное сито типа 4А.For example, each dehydrator may contain several molecular sieve absorbers, a heating block, and a cooling block. The gas inlet in the absorber communicates with the gas outlet in the desulfurization unit, and the gas outlet in the absorber communicates with the gas inlet in the dust removal unit, so that the water contained in the natural gas passing from the inlet of the absorber to its outlet can be adsorbed when the absorber is in working condition (also called the state of use). For example, a molecular sieve absorber may comprise a Type 4A molecular sieve.

Нагревающий блок дегидратора выполнен с возможностью нагревания природного газа и переноса нагретого природного газа к выпускному отверстию для газа в поглотителе с молекулярным ситом для десорбции (или отделения) воды, адсорбированной поглотителем в нерабочем состоянии (также называемом состоянием неиспользования), при помощи нагретого природного газа. Например, нагревающий блок может обеспечивать нагрев природного газа до температуры от 200° до 350°. Соответственно, время десорбции поглотителя может составлять от 2 до 6 часов. Кроме того, природный газ, нагретый в нагревающем блоке, может представлять собой природный газ, обезвоженный поглотителем с молекулярным ситом. Охлаждающий блок дегидратора содержит трубу охлаждения, выполненную с возможностью подачи природного газа, температура которого ниже нормальной температуры, к поглотителю с молекулярным ситом, который завершает десорбцию, для охлаждения указанного поглотителя до температуры, соответствующей вышеуказанному рабочему состоянию. Например, температура природного газа, подаваемого в поглотитель по трубе охлаждения, может составлять 20° или менее. Кроме того, природный газ, подаваемый в поглотитель по трубе охлаждения, может представлять собой природным газом, обезвоженный при помощи поглотителя с молекулярным ситом.The dehydrator heating block is configured to heat natural gas and transfer the heated natural gas to the gas outlet in the absorber with a molecular sieve for desorption (or separation) of water adsorbed by the absorber in an idle state (also called a non-use state) using heated natural gas. For example, a heating unit may provide heating of natural gas to a temperature of from 200 ° to 350 °. Accordingly, the desorption time of the absorber can be from 2 to 6 hours. In addition, the natural gas heated in the heating block may be natural gas, dehydrated with a molecular sieve absorber. The dehydrator cooling unit comprises a cooling pipe configured to supply natural gas, the temperature of which is below normal temperature, to an absorber with a molecular sieve, which completes desorption, to cool said absorber to a temperature corresponding to the aforementioned operating condition. For example, the temperature of natural gas supplied to the absorber through a cooling pipe may be 20 ° or less. In addition, the natural gas supplied to the absorber through the cooling pipe may be natural gas, dehydrated using an absorber with a molecular sieve.

Блок удаления пыли выполнен с возможностью удаления твердых частиц из природного газа, проходящего через указанный блок, и переноса природного газа, из которого удалены твердые частицы, к впускному отверстию блока нагнетания давления в первичной установке для измерения потока природного газа, причем в это время блок десульфуризации соединен при помощи трубы с источником газа низкого давления в указанной установке. Блок удаления пыли также может обеспечивать перенос природного газа, из которого удалены твердые частицы, к впускному отверстию блока хранения газа высокого давления в первичной установке для измерения потока природного газа, причем в это время блок десульфуризации расположен между блоком нагнетания давления и блоком хранения газа высокого давления в первичной установке для измерения потока природного газа. Например, блок удаления пыли может содержать газовый фильтр сухого типа. Блок удаления пыли выполнен с возможностью эффективного удаления твердых частиц (например пыли) из природного газа, в том числе твердых частиц, переносимых в поглотителе с молекулярным ситом.The dust removal unit is configured to remove particulate matter from natural gas passing through said unit and transfer natural gas from which particulate matter has been removed to the inlet of the pressure injection unit in the primary apparatus for measuring the flow of natural gas, at which time the desulfurization unit connected by a pipe to a source of low pressure gas in the specified installation. The dust removal unit can also transfer natural gas from which particulate matter has been removed to the inlet of the high pressure gas storage unit in the primary unit for measuring the natural gas flow, at which time the desulphurization unit is located between the pressure injection unit and the high pressure gas storage unit in a primary installation for measuring the flow of natural gas. For example, the dust removal unit may comprise a dry type gas filter. The dust removal unit is configured to efficiently remove solid particles (e.g. dust) from natural gas, including solid particles carried in an absorber with a molecular sieve.

Более того, с учетом того, что устройство предупреждения коррозии газового тракта имеет конструктивные особенности, присущие вышеописанным типичным вариантам выполнения, охлаждающий блок указанного устройства может дополнительно содержать конденсатор. Конденсатор сообщается с впускным отверстием для газа в поглотителе с молекулярным ситом и обеспечивает конденсацию пара, образованного при десорбции указанным поглотителем, для отделения природного газа и конденсированной воды от пара, при этом природный газ может быть рекуперирован, а конденсированная вода собрана.Moreover, given the fact that the device for preventing corrosion of the gas path has design features inherent in the above-described typical embodiments, the cooling unit of said device may further comprise a condenser. The condenser communicates with the gas inlet in the absorber with a molecular sieve and provides condensation of the vapor generated during desorption by the indicated absorber to separate natural gas and condensed water from the vapor, while the natural gas can be recovered and the condensed water collected.

Как показано на фиг. 9, в первичной установке для измерения потока природного газа согласно одному или более типичным вариантам выполнения к блокам, используемым в процессе десорбции, относятся нагревающий блок, поглотитель с молекулярным ситом, охлаждающий блок, трубопровод низкого давления и блок рекуперации стоков (также называемый блоком сбора конденсированной воды). После нагрева нагревающим блоком неочищенный природный газ или очищенный природный газ вводится в поглотитель с молекулярным ситом для десорбции в нерабочем состоянии, затем природный газ, полученный после десорбционной обработки и содержащий пар, конденсируется или охлаждается, и охлажденный природный газ подается в трубопровод низкого давления, а конденсированная вода подается в блок рекуперации стоков.As shown in FIG. 9, in a primary installation for measuring the flow of natural gas according to one or more typical embodiments, the units used in the desorption process include a heating unit, a molecular sieve absorber, a cooling unit, a low pressure pipe and a waste recovery unit (also called condensed collection unit water). After heating with a heating unit, crude natural gas or purified natural gas is introduced into the absorber with a molecular sieve for desorption inoperative, then the natural gas obtained after desorption treatment and containing steam is condensed or cooled, and the cooled natural gas is supplied to the low pressure pipeline, and condensed water is supplied to the waste recovery unit.

Кроме того, устройство предотвращения коррозии газового тракта может дополнительно содержать блок текущего контроля температуры, который может быть расположен перед поглотителем с молекулярным ситом и используется для текущего контроля температуры природного газа, подаваемого в указанный поглотитель для десорбции после нагрева нагревающим блоком, и может загружать данные о значении температуры в температурный индикатор ПЛК (программируемого логического контроллера) для удобства наблюдения.In addition, the device for preventing corrosion of the gas path may further comprise a current temperature control unit, which can be located in front of the absorber with a molecular sieve and is used to monitor the temperature of natural gas supplied to the specified absorber for desorption after heating by the heating unit, and can load data on temperature value in the temperature indicator of the PLC (programmable logic controller) for easy observation.

После обработки устройством предотвращения коррозии газового тракта согласно одному или более типичным вариантам выполнения содержание H₂S в полученном природном газе может составлять менее 5,7 мг/м³ (или даже не более 4 мг/м³), а его точка росы по воде может быть ниже -60°.After treatment with the gas path corrosion prevention device according to one or more typical embodiments, the H ₂ S content in the resulting natural gas may be less than 5.7 mg / m ³ (or even not more than 4 mg / m ³ ), and its dew point in water may be below -60 °.

Кроме того, устройство предотвращения коррозии водного тракта может дополнительно содержать блок охлаждения воды. Блок охлаждения воды может использоваться для охлаждения любого из следующего: воды в блоке хранения воды, воды, поступающей в блок хранения воды, воды, поступающей во впускное отверстие трубы для подачи охлаждающей воды в газовом компрессоре, воды, поступающей во впускное отверстие трубы для подачи охлаждающей воды в теплообменнике, или воды, выпущенной из трубы для подачи охлаждающей воды в теплообменнике.In addition, the device for preventing corrosion of the water path may further comprise a water cooling unit. The water cooling unit can be used to cool any of the following: water in the water storage unit, water entering the water storage unit, water entering the inlet of the pipe for supplying cooling water in the gas compressor, water entering the inlet of the pipe for supplying cooling water in the heat exchanger, or water discharged from the pipe for supplying cooling water in the heat exchanger.

Способ или устройство согласно одному или более типичным вариантам выполнения может обеспечить уменьшение погрешности измерения в процессе измерения природного газа, например уменьшить погрешность измерения с 0,05% до 0,07%, в частности уменьшить погрешность измерения до 0,07% в диапазоне давлений от 0,3 МПа до 2,0 МПа и уменьшить погрешность измерения до 0,05% или менее в диапазоне давлений от 2,0 МПа до 6,0 МПа.The method or device according to one or more typical embodiments can provide a decrease in the measurement error during the measurement of natural gas, for example, reduce the measurement error from 0.05% to 0.07%, in particular, reduce the measurement error to 0.07% in the pressure range from 0.3 MPa to 2.0 MPa and reduce the measurement error to 0.05% or less in the pressure range from 2.0 MPa to 6.0 MPa.

Несмотря на то что выше приведено описание изобретения со ссылкой на типичные варианты выполнения и прилагаемые чертежи, специалистам в данной области техники должно быть понятно, что возможно выполнение различных модификаций вышеописанных вариантов выполнения без отклонения от сущности и объема формулы изобретения.Despite the above description of the invention with reference to typical embodiments and accompanying drawings, it will be understood by those skilled in the art that various modifications of the above described embodiments are possible without departing from the spirit and scope of the claims.

Claims

1. The primary method of measuring mass-time parameters for a natural gas stream, including

increasing the pressure of natural gas obtained from a source of natural gas,

storing natural gas under pressure in a first gas storage chamber and a second gas storage chamber, monitoring gas pressure in said first chamber and gas pressure in said second chamber, respectively, in real time and controlling the first or second gas storage chambers to provide alternate and continuously venting a gas pressure in excess of any given gas pressure at any time,

regulating the pressure of alternately and continuously discharged natural gas to produce any desired pressure,

ensuring the sequential passage of the regulated natural gas through the reference flow meter and quick exhaust unit,

the transfer of the fast-acting outlet element of the quick exhaust unit to the filled state, in which the reference flowmeter communicates with the mass estimation system, and measuring the time during which the fast-acting outlet element is in the filled state, using the time measurement system,

measuring the mass of natural gas entering the mass estimation system with said filled state using said system, and

obtaining the result of measuring the flow of natural gas by evaluating the parameters of mass-time.

2. The primary method according to claim 1, wherein one or more of the following steps is performed: a gas purification step, a temperature control step and a component analysis step, wherein the gas mass purification step is performed between the pressure increase step and the natural gas storage step, or until the step pressure increase, moreover, the purification step can ensure the dehydration and desulfurization of natural gas, as well as the removal of solid particles contained in natural gas, the temperature control step is performed after the step of regulating the gas pressure and before gas flow through the reference flow meter, wherein said monitoring step can control the temperature of natural gas that has passed the gas pressure control step within a constant range, and the component analysis step is performed after the gas pressure control step and before the natural gas passes through the reference flow meter, the step component analysis can provide an analysis of the composition of natural gas supplied to the reference flow meter.

3. The primary method according to claim 1, wherein the step of storing low-pressure natural gas or the step of circulating natural gas is carried out, wherein, at the step of storing low-pressure natural gas, natural gas is collected through a reference flow meter and a quick-release element that is not filled state, using the low-pressure gas storage unit, and at the stage of natural gas circulation, they supply natural gas exiting through a reference flowmeter and a fast-discharging element NT, not in a filled state, using a circulation pipe to the stage of increasing pressure.

4. The primary method according to claim 1, wherein the mass estimation system comprises a scale, a first weighing vessel and a second weighing vessel, wherein the pipe connecting the quick exhaust unit to the mass evaluation system comprises a main pipe provided with a quick discharge element, and the first and second bypass pipes in communication with the gas outlet in the specified main pipe, while the first and second bypass pipes are connected respectively to the first and second vessels for weighing, and between the first bypass pipe and the main pipe a first angle is formed, and a second angle is formed between the second outlet pipe and the main pipe, the value of the first and second angles minimizing the volume of the pipe connecting the quick exhaust unit to the mass estimation system, while the first weighing vessel or the second weighing vessel is suspended on one at the end of the balance when performing weighing using a mass estimation system, and with the indicated filled state, the first and second weighing vessels are connected to the main pipe.

5. The primary method according to claim 1, in which, at the stage of transferring the quick-acting discharge element to the filled state, an unstressed butt connection is made between the weighing vessel included in the mass estimation system and the pipe equipped with a quick-acting discharge element using a mobile loading device, which comprises a first platform, a transport unit, a second platform, a first drive unit, a second drive unit and a third drive unit, the first platform supporting a weighing vessel entering the mass evaluation system, the transport unit is arranged to move the first platform together with the weighing vessel between the filling position and the weighing position, while the second platform is located at the filling position to maintain the first platform and the weighing vessel carried by the transporting unit to the position filling, the first drive unit is used to control the raising and lowering of the second platform, the second drive unit is used to control the inclination of the second the first platform to the left and right, and the third drive unit is used to control the inclination of the second platform forward and backward, ensuring the regulation of the position of the first platform and the weighing vessel on the second platform so that the weighing vessel and the pipe equipped with a quick-acting outlet element are in the butt joint no mechanical stress.

6. The primary method according to claim 1, in which, at the stage of measuring the mass of natural gas, the buoyancy correction step is performed, which measures the change in buoyancy of the weighing vessel included in the mass estimation system before and after its inflation, and compensates for the mass of natural gas measured mass assessment system, in accordance with the indicated change in buoyancy.

7. The primary method according to claim 6, in which the step of adjusting the buoyancy is performed using a mass estimation system containing an air densitometer and a weighing vessel, which has a two-layer structure consisting of an inner tank body and an outer tank body, wherein natural gas enters the body the inner tank through the existing inlet, while an empty volume is formed between the inner tank body and the outer tank body, on one side an opening is made in the upper part of the outer tank body to which is connected onkuyu tube having standard cross-sectional area, wherein said thin wall tube marked linear scale, and the internal space between the inner and outer housings is filled with fluid tanks, which can pass into the interior of said thin tube.

8. The primary method according to claim 1, wherein the weight estimation system comprises a weighing vessel, a balance beam, a load and a support device for the scales, the support device comprising a limit device for weights, an upper support shaft, a constituent element formed by spheres, and a lower a support shaft, wherein said composite element has a cavity and a structure of spheres located inside the specified cavity and composed of three rows formed by the first sphere, a group of second spheres and a third sphere, which are successively in contact in the vertical direction, while the group of second spheres consists of three spheres of equal diameter, which are located in the same horizontal plane and tangentially tangentially adjoin the outer surfaces, the first sphere being located above the central position of the group of second spheres, and the third sphere is located below the central position of the group of second spheres, while this cavity can provide the possibility of rotation, but not scrolling, for each sphere in the construction of spheres, the upper support shaft has an upper part, connected to the balance beam and the lower part, covering the upper part of the first sphere so that the volume of the covered upper part of the first sphere does not exceed half the volume of the specified sphere, and the lower support shaft contains a housing that is fixed in the vertical direction and the upper part of which can cover the lower part of the third sphere in such a way that the volume of the covered lower part of the first sphere does not exceed half the volume of the third sphere, and the support element, configured to support the composite element, called spheres, and its fastenings on the shaft case.

9. The primary method according to claim 1, wherein the step of controlling the temperature and humidity in the weighing room is included in the mass assessment system, said step being performed using a temperature and humidity control system in the weighing room, which comprises a temperature control unit, a humidity control unit, an air supply unit, a unit with a group of microporous tubes and an air exhaust unit, the temperature control unit comprising a heating unit and a cooling unit for controlling the temperature of the gas entering the weighing room, the humidity control unit is used to control the humidity of the gas entering the weighing room, the air supply unit supplies gas to the weighing room through a block with a group of microporous tubes, which contains microporous tubes evenly distributed around the walls and / or upper surface of the weighing room, or microporous plates with evenly distributed micropores located on the surrounding walls and / or the upper surface of the weighing room, and the air discharge unit has several air outlets that are evenly distributed on the bottom wall of the weighing room and are designed to discharge gas in the specified room.

10. The primary method according to claim 1, wherein the step of performing anti-corrosion treatment in the passage for natural gas and the step of performing anti-corrosion treatment in the passage for cooling water, the step of conducting anti-corrosion treatment in the passage for natural gas is performed using a gas path corrosion prevention device and the stage of anti-corrosion treatment in the passage for cooling water is carried out using a device for preventing corrosion of the water path, while the warning device The gas path corrosion contains a desulfurization unit, a dehydration unit and a dust removal unit, which are connected in series with the pipe in accordance with the direction of the natural gas flow, while the desulfurization unit is connected to the natural gas source via a pipe or located between the pressure injection unit and the high gas storage unit pressure and configured to remove sulfur-containing substances from natural gas passing through the desulfurization unit, the dehydration unit is configured to remove ode from natural gas, contains two or more dehydrators and provides continuous removal of water from natural gas by alternately using the specified two or more dehydrators, and the dust removal unit is configured to remove solid particles from natural gas passing through the specified unit, and transfer natural gas from which solid particles are removed to the inlet of the pressure injection unit or to the inlet of the high pressure gas storage unit,

wherein the device for preventing corrosion of the water path contains a water storage unit, an inert gas supply unit and a ventilation unit, the water storage unit having an inlet for water, a tank and an outlet for water, while the tank is configured to store a mass of water, and the outlet the water storage unit is in communication with the inlet of the tube for supplying cooling water and included in the pressure injection unit, while the ventilation unit contains an inspiratory element and an expiratory element nt, combined with the water storage unit and can form a sealed cavity that can periodically open and close, while the inspiratory element provides communication between the inert gas supply unit and the water storage unit and supplies the inert gas located in the inert gas supply unit to the specified airtight cavity and the expiratory element communicates with the water storage unit and removes non-inert gas located in the water storage unit from the sealed cavity.

11. A primary installation for measuring mass-time parameters of a natural gas stream, comprising a pressure injection unit, a high pressure gas storage unit, a pressure control unit, a reference flow meter, a quick exhaust unit, and a mass estimation system that are connected in series according to the direction of the natural gas stream,

moreover, the pressure injection unit is connected to a source of natural gas and is configured to increase the pressure of natural gas passing through the specified block,

the high pressure gas storage unit is configured to receive and store natural gas, the pressure of which is increased by the pressure injection unit,

the pressure control unit is configured to control the pressure of natural gas passing through the specified unit, to obtain any given gas pressure,

the quick outlet unit contains a quick-acting outlet element, configured to quickly translate into a filled state, in which the reference flowmeter communicates with the mass estimation system, or deduces from the specified state,

the mass assessment system is designed to measure the mass of natural gas entering it,

wherein the primary device comprises a time measurement system configured to measure a time during which the high-speed discharge element is in a filled state.

12. The primary installation according to claim 11, comprising one or more of the following units: a gas purification unit, a temperature maintenance unit and a component analysis unit, wherein the gas purification unit is located between the pressure injection unit and the high pressure natural gas storage unit or in front of the injection unit pressure and made with the possibility of dehydration and desulfurization of natural gas and the removal of solid particles contained in natural gas, the temperature maintenance unit is located between the gas pressure control unit and the reference m flowmeter and is configured to control the temperature of natural gas exiting the pressure control unit within a constant range, and the component analysis unit is located between the pressure control unit and the reference flowmeter and is configured to analyze the composition of natural gas supplied to the reference flowmeter.

13. The primary installation according to claim 11, comprising a low pressure natural gas storage unit configured to communicate with an outlet of a reference flow meter through a quick exhaust unit when the quick exhaust element is not in a filled state, or a circulation pipe configured to provide a message the outlet of the reference flowmeter with the inlet of the pressure injection unit, through the quick-release element, when the specified element is not in flax condition.

14. The primary installation of claim 11, wherein the high pressure gas storage unit comprises a first gas storage chamber, a second gas storage chamber, a gas inlet valve, a gas discharge valve and a gas valve controller, wherein the first gas storage chamber has a first gas inlet, a first pressure sensor and a first gas outlet, wherein the first pressure sensor is configured to monitor the gas pressure in said first chamber in real time, while the second chamber for storing g the aza has a second gas inlet, a second pressure sensor and a second gas outlet, wherein the second pressure sensor is configured to monitor the gas pressure in said second chamber in real time, the gas inlet valve is configured to be in the first position or second position moreover, in the first position, the first gas inlet is in communication with the pressure injection unit, and the second gas inlet is not in communication with the specified block, while in the second position the gas inlet is in communication with the pressure injection unit, and the first gas inlet is not in communication with the indicated block, the gas outlet valve is arranged to be in the third position or fourth position, and in the third position, the first gas outlet is in communication with the pressure control unit and the second gas outlet does not communicate with the indicated unit, while in the fourth position, the second gas outlet communicates with the pressure control unit, and the first The gas outlet is not in communication with the indicated unit, while the gas valve controller is configured to control the gas inlet valve to ensure that it is in the first position and to control the gas outlet valve to be in the fourth position according to the values received from the first and second sensors pressure in real time, or with the ability to control the gas inlet valve to ensure that it is in the second position and regulate the gas outlet valve with ensuring that it is in the third position according to the values obtained from the first and second pressure sensors in real time, so that the gas pressure in the first or second gas storage chamber, which continuously and alternately communicates with the pressure control unit, does not fall below any given gas pressure at any given time.

15. The primary installation according to claim 11, in which the mass estimation system includes a scale, a first weighing vessel and a second weighing vessel, and the pipe connecting the quick exhaust unit to the mass evaluation system contains a main pipe equipped with a quick-acting outlet element, a first outlet a pipe and a second bypass pipe in communication with a gas outlet in said main pipe, wherein the first and second bypass pipes are connected respectively to the first and second weighing vessels and between the first bypass pipe and the heads a first angle is formed, and a second angle is formed between the second outlet pipe and the main pipe, the value of the first and second angles minimizing the volume of the pipe connecting the quick exhaust unit to the mass estimation system, while the first weighing vessel or the second weighing vessel is suspended at one end of the balance when performing weighing using the mass estimation system, and when the filled state is indicated, the first and second weighing vessels are connected to the main pipe.

16. The primary installation according to claim 11, comprising a mobile loading device that comprises a first platform, a transport unit, a second platform, a first drive unit, a second drive unit and a third drive unit, the first platform supporting a weighing vessel included in the weight estimation system , the transport unit is arranged to move the first platform together with the weighing vessel between the filling position and the weighing position, while the second platform is located at the floor position In order to maintain the first platform and weighing vessel carried by the transport unit to the filling position, the first drive unit is used to control the raising and lowering of the second platform, the second drive unit is used to control the tilt of the second platform left and right, and the third drive unit is used to control the tilt the second platform forward and backward with the provision of regulation of the position of the first platform and the weighing vessel on the second platform so that the weighing vessel and t Uba, equipped with high-speed diverter member are in butt joint without mechanical stress.

17. The primary installation according to claim 11, in which the mass estimation system comprises an air densitometer and a weighing vessel, which has a two-layer structure consisting of an inner tank body and an outer tank body, wherein natural gas enters the inner tank body through an existing inlet, at an empty space is formed between the inner tank body and the outer tank body; on one side, a hole is made in the upper part of the outer tank body to which a thin tube is attached having a standard cross-sectional area cross-section, the wall of the specified thin tube marked by a linear scale, and the inner space between the buildings of the outer and inner tanks is filled with fluid that can pass into the inner space of the specified thin tube.

18. The primary installation according to claim 11, in which the weight estimation system comprises a weighing vessel, a balance beam, a load and a support device for the scales, the support device comprising a limit device for the scales, an upper support shaft, an integral element formed by spheres, and a lower a support shaft, wherein said composite element has a cavity and a structure of spheres located inside the specified cavity and composed of three rows formed by the first sphere, a group of second spheres and a third sphere, which are adjacent in series are tied in the vertical direction, while the group of second spheres consists of three spheres of equal diameter, which are located in the same horizontal plane and tangentially touch the outer surfaces in pairs, the first sphere being located above the central position of the group of second spheres, and the third sphere is located below the central position of the group of second spheres, while this cavity can provide the possibility of rotation, but not scrolling for each sphere in the construction of spheres, the upper support shaft has an upper hour connected to the balance beam and the lower part covering the upper part of the first sphere so that the volume of the covered upper part of the first sphere does not exceed half the volume of the specified sphere, and the lower support shaft contains a housing that is fixed in the vertical direction and the upper part of which to cover the lower part of the third sphere in such a way that the volume of the covered lower part of the first sphere does not exceed half the volume of the third sphere, and a support element configured to support the composite element, would be formed spheres, and his attachment to the shaft housing.

19. The primary installation according to claim 11, comprising a temperature and humidity control system in the weighing room, which comprises a temperature control unit, a humidity control unit, an air supply unit, a unit with a group of microporous tubes and an air discharge unit, the temperature control unit comprising a heating a unit and a cooling unit for controlling the temperature of the gas entering the weighing room, a humidity control unit is used to control the humidity of the gas entering o in the weighing room, the air supply unit supplies gas to the weighing room through a block with a group of microporous tubes, which contains microporous tubes evenly distributed over the surrounding walls and / or the upper surface of the weighing room, or microporous plates with uniformly distributed micropores, located on the surrounding walls and / or upper surface of the weighing room, and the air discharge unit has several air outlets that are uniformly p They are distributed over the bottom wall of the weighing room and are intended for the release of gas in the specified room.

20. The primary installation according to claim 11, containing a device for preventing corrosion of the gas path and a device for preventing corrosion of the water path,

moreover, the device for preventing corrosion of the gas path contains a desulfurization unit, a dehydration unit and a dust removal unit, which are connected in series using a pipe according to the direction of natural gas flow, while the desulfurization unit is connected to a natural gas source by a pipe or located between the pressure injection unit and the storage unit high pressure gas and is configured to remove sulfur-containing substances from natural gas passing through the desulfurization unit, the dehydration unit in complete with the ability to remove water from natural gas, contains two or more dehydrators and provides continuous removal of water from natural gas by alternately using the specified two or more dehydrators, and the dust removal unit is configured to remove solid particles from natural gas passing through the specified block, and transferring the natural gas from which the solids have been removed to the inlet of the pressure injection unit or to the inlet of the high pressure gas storage unit,