RU75465U1

RU75465U1 - SYSTEM OF ACCOUNTING THE NUMBER OF NATURAL GAS WITH AN INTEGRATED DENSITY METER

Info

Publication number: RU75465U1
Application number: RU2007138625/22U
Authority: RU
Inventors: Сергей Михайлович Ермишин; Сергей Вячеславович Желудков
Original assignee: Сергей Михайлович Ермишин; Сергей Вячеславович Желудков
Priority date: 2007-10-18
Filing date: 2007-10-18
Publication date: 2008-08-10

Abstract

Полезная модель относится к метрологии учета природного газа, к расходомерам и замерным узлам, измеряющим расход, количество и теплотворную способность природного газа и может применяться, в частности, для проведения измерений плотности в стандартных условиях, плотности в рабочих условиях и объемного расхода, приведенного к стандартным условиям природного газа для различного типа счетчиков или расходомеров (в дальнейшем для упрощения счетчиков) природного газа.The utility model relates to natural gas metering metrology, to flow meters and metering units that measure the flow rate, quantity and calorific value of natural gas and can be used, in particular, for density measurements under standard conditions, density under operating conditions and volumetric flow rates reduced to standard natural gas conditions for various types of meters or flow meters (hereinafter to simplify the meters) of natural gas.

Система учета количества природного газа с интегрированным плотномером состоит из устройства для измерения плотности в стандартных и рабочих условиях природного газа и счетчика природного газа. Устройство для измерения плотности в стандартных и рабочих условиях природного газа содержит средства измерений давления и температуры природного газа, вычислительный блок и блок интерфейса. Дополнительно устройство для измерения плотности в стандартных и рабочих условиях природного газа The natural gas metering system with an integrated densitometer consists of a device for measuring density in standard and operating conditions of natural gas and a natural gas meter. A device for measuring density under standard and operating conditions of natural gas comprises means for measuring pressure and temperature of natural gas, a computing unit and an interface unit. Additionally, a device for measuring density in standard and operating conditions of natural gas

содержит блок интерфейса, который выполнен с возможностью введения информации о диапазонах изменения физико-химических параметров природного газа, и вычислительный блок, выполненный с возможностью определения управляющего параметра путем выполнения минимального критерия.contains an interface unit that is configured to enter information on ranges of physical and chemical parameters of natural gas, and a computing unit configured to determine a control parameter by fulfilling a minimum criterion.

Система учета количества природного газа с интегрированным плотномером может быть размещена в едином блоке и иметь единые метрологические характеристики.A natural gas metering system with an integrated densitometer can be placed in a single unit and have unified metrological characteristics.

Description

Измерения расхода и количества природного газа, выполняемые счетчиками природного газа, связаны с необходимостью определения объемного расхода природного газа, приведенного к нормальным условиям, согласно п.2.5 «Правил учета газа» (утверждены Минтопэнерго РФ 14 октября 1996 г.). Первичным выходным параметром счетчиков природного газа является либо измеренный объем (расход) природного газа в рабочих условиях (для турбинных, ротационных, вихревых счетчиков и измерителей на базе сужающих устройств) либо массовый расход (для счетчиков-расходомеров массовых). Поэтому для учета объема газа в нормальных Measurements of the flow rate and amount of natural gas performed by natural gas meters are related to the need to determine the volumetric flow rate of natural gas reduced to normal conditions in accordance with clause 2.5 of the Gas Accounting Rules (approved by the RF Ministry of Fuel and Energy on October 14, 1996). The primary output parameter of natural gas meters is either the measured volume (flow rate) of natural gas under operating conditions (for turbine, rotational, vortex meters and meters based on narrowing devices) or mass flow rate (for mass flow meters). Therefore, to account for the volume of gas in normal

условиях требуется производить пересчет выходных параметров счетчиков к объему газа в нормальных условиях. Такой пересчет, возможно, производить на основе данных измерений плотности природного газа в стандартных и рабочих условиях.conditions it is required to recalculate the output parameters of the meters to the gas volume in normal conditions. Such a recount may possibly be made on the basis of measurements of the density of natural gas in standard and operating conditions.

Соответственно выражение для пересчета первичного измеряемого параметра счетчиков-расходомеров массовых q_m - массового расхода в рабочих условиях к q_c - объемному расходу в стандартных условиях имеет видAccordingly, the expression for recalculating the primary measured parameter of mass flow meters — q _m — mass flow rate under operating conditions, to q _c — volume flow rate under standard conditions has the form

где ρ_с - плотность природного газа в стандартных условиях.where ρ _c is the density of natural gas under standard conditions.

Выражение для пересчета первичного измеряемого параметра счетчиков природного газа, измеряющих расход природного газа в рабочих условиях q_v к q_c - объемному расходу в стандартных условиях, используя результаты измерений плотности природного газа, имеет видThe expression for recalculating the primary measured parameter of natural gas meters measuring natural gas consumption under operating conditions q _v to q _c - volume flow under standard conditions, using the results of measurements of natural gas density, has the form

где ρ_с - плотность природного газа в стандартных условиях;where ρ _c is the density of natural gas under standard conditions;

ρ - плотность природного газа в рабочих условиях.ρ is the density of natural gas under operating conditions.

В настоящее время физико-химические измерения, включая измерения плотности в стандартных ρ_с и рабочих ρ условиях, выполняются, как правило, такими средствами измерений как хроматографы (потоковые и лабораторные) и плотномеры. Хроматографы и плотномеры относятся к At present, physicochemical measurements, including density measurements under standard ρ _s and working ρ conditions, are carried out, as a rule, by such measuring instruments as chromatographs (flow and laboratory) and densitometers. Chromatographs and densitometers relate to

дорогостоящим средствам измерений, для которых необходимо соблюдение жестких требований к месту и процедуре отбора проб природного газа.expensive measuring instruments, for which it is necessary to comply with stringent requirements for the location and sampling procedure of natural gas.

Известно устройство для определения показателей физических свойств природного газа (патент РФ №2269113, заявка №2004118739/28 от 2004.06.21), при реализации которого изменяют параметры природного газа путем дросселирования, измеряют давление и температуру до, после и во время дросселирования и по измеренным значениям перечисленных параметров определяют показатели физических свойств природного газа, проводя расчеты при помощи вычислительного устройства. Такое устройство можно применять для определения плотности природного газа в стандартных условиях и использовать в комплекте со счетчиками природного газа для перевода результатов измерений к объему газа в нормальных условиях.A device is known for determining indicators of the physical properties of natural gas (RF patent No. 2269113, application No. 2004118739/28 of 2004.06.21), when implemented, the parameters of natural gas are changed by throttling, pressure and temperature are measured before, after and during throttling and measured the values of these parameters are determined by the indicators of the physical properties of natural gas, performing calculations using a computing device. Such a device can be used to determine the density of natural gas under standard conditions and used in conjunction with natural gas meters to translate the measurement results to the volume of gas under normal conditions.

Недостатком данного устройства является необходимость установления турбулентных и ламинарных дросселей и большие дополнительные погрешности способа за счет необходимости строго выдерживать режимы подачи газа.The disadvantage of this device is the need to establish turbulent and laminar throttles and large additional errors of the method due to the need to strictly withstand the flow of gas.

Целью, на решение которой направлена настоящая полезная модель, является возможность определения плотности в стандартных условиях и плотности в рабочих условиях, используя данные измерений давления и температуры природного газа, а также, функционально связанного с определением плотности в стандартных и рабочих условиях, объемного расхода природного газа, приведенного к стандартным условиям по показаниям счетчиков природного газа.The purpose of which the present utility model is directed is the ability to determine the density under standard conditions and the density under operating conditions using the data of pressure and temperature measurements of natural gas, as well as the volumetric flow rate of natural gas, functionally related to the determination of density under standard and operating conditions reduced to standard conditions for the readings of natural gas meters.

Техническим результатом, достигаемым при использовании полезной модели, является упрощение и снижение затрат для процедуры измерений плотности газа в стандартных и рабочих условиях и объемного расхода природного газа, приведенного к стандартным условиям по показаниям счетчиков природного газа.The technical result achieved by using the utility model is to simplify and reduce costs for the procedure for measuring gas density under standard and operating conditions and the volumetric flow of natural gas reduced to standard conditions according to the readings of natural gas meters.

Указанный технический результат достигается за счет того, что в устройстве для измерения плотности в стандартных и рабочих условиях природного газа, содержащем средства измерений давления и температуры природного газа, вычислительный блок и блок интерфейса, дополнительно блок интерфейса выполнен с возможностью введения информации о диапазонах изменения физико-химических параметров природного газа, вычислительный блок выполнен с возможностью определения управляющего параметра путем выполнения минимального критерия.The specified technical result is achieved due to the fact that in the device for measuring the density under standard and operating conditions of natural gas, containing means for measuring pressure and temperature of natural gas, a computing unit and an interface unit, an additional interface unit is configured to enter information on the ranges of changes in the physical chemical parameters of natural gas, the computing unit is configured to determine a control parameter by fulfilling a minimum criterion.

Кроме того, в частном случае реализации полезной модели, устройство характеризуется также тем, что к устройству для измерения плотности в стандартных и рабочих условиях природного газа добавлен счетчик природного газа, вычислительный блок выполнен с возможностью вычисления объемного расхода природного газа, приведенного к стандартным условиям по показаниям счетчика (или расходомера) природного газа и плотности в стандартных и рабочих условиях природного газа, и блок интерфейса выполнен с возможностью вывода информации об объемном расходе природного газа, приведенном к стандартным условиям.In addition, in the particular case of the implementation of the utility model, the device is also characterized by the fact that a natural gas meter is added to the device for measuring density under standard and operating conditions of natural gas, the computing unit is configured to calculate the volumetric flow of natural gas reduced to standard conditions according to indications a counter (or flow meter) of natural gas and density in standard and operating conditions of natural gas, and the interface unit is configured to output information about volumetric During natural gas, reduced to standard conditions.

Кроме того, в частном случае реализации полезной модели, устройство характеризуется также тем, что оно размещено в едином блоке.In addition, in the particular case of the implementation of the utility model, the device is also characterized in that it is placed in a single unit.

Кроме того, в частном случае реализации полезной модели, устройство характеризуется также тем, что оно имеет единые метрологические характеристики.In addition, in the particular case of the implementation of the utility model, the device is also characterized in that it has uniform metrological characteristics.

При выборе средств измерений расхода и количества природного газа на практике используется информация об ожидаемом диапазоне изменений физико-химических параметров природного газа (в частности, значений плотности в стандартных условиях природного газа ρ_с ^min, ρ_с ^max, диапазоне изменения значений содержания диоксида углерода х_y ^min, х_y ^max и азота х_a ^min, х_a ^max) и ожидаемом диапазоне изменений давления p^min, p^max и температуры T^min, T^max на узле учета. Этой информации, как правило, достаточно, чтобы определить ожидаемый диапазон изменений рабочей плотности природного газа на узле учетаWhen choosing instruments for measuring the flow rate and amount of natural gas, information on the expected range of changes in the physicochemical parameters of natural gas (in particular, density values under standard conditions of natural gas ρ _with ^min , ρ _with ^max , range of changes in carbon dioxide x _y ^min , x _y ^max and nitrogen x _a ^min , x _a ^max ) and the expected range of pressure changes p ^min , p ^max and temperature T ^min , T ^max at the metering unit. This information is usually sufficient to determine the expected range of changes in the working density of natural gas at the metering station

где K^max и K^min - максимальное и минимальное значения коэффициента сжимаемости природного газа на узле учета.where K ^max and K ^min - the maximum and minimum values of the compressibility coefficient of natural gas at the metering unit.

Кроме того, при проектировании узлов учета природного газа на различных принципах работы используются специализированные программные комплексы для проектирования (например, для узлов учета на In addition, when designing natural gas metering units on various operating principles, specialized software systems are used for designing (for example, metering stations for

основе стандартных сужающих устройств - сертифицированная в РФ программа «Расходомер-ИСО»), которые рассчитывают в процессе проектирования диапазон изменения рабочей плотности природного газа. На фиг.1 приведен расчетный лист специализируемой проектировочной программы, используемой для проектирования узлов учета на основе счетчиков-расходомеров массовых, из которого видны рассчитанные показатели рабочей плотности природного газа на узле учета.the basis of standard constricting devices is the “Flowmeter-ISO” program certified in the Russian Federation), which calculate the range of changes in the working density of natural gas during the design process. Figure 1 shows the calculation sheet of a specialized design program used for designing metering stations based on mass flow meters, from which the calculated indices of the working density of natural gas at the metering station are visible.

Таким образом, для узла учета природного газа всегда можно задать диапазон изменения основных параметров, определяющих уравнение состояния природного газа, с учетом коэффициента сжимаемости, рассчитываемого по неполному компонентному составу.Thus, for the metering unit of natural gas, you can always set the range of variation of the main parameters that determine the equation of state of natural gas, taking into account the compressibility factor calculated by the incomplete component composition.

Основная идея заявляемой полезной модели заключается в том, что возможности современных вычислителей, используемых на узлах учета природного газа, позволяют осуществить следующее:The main idea of the claimed utility model is that the capabilities of modern calculators used at natural gas metering stations allow the following:

1. За счет известного качества поставляемого природного газа известен диапазон изменений искомых физико-химических параметров плотности в стандартных условиях, содержания диоксида углерода и азота. Таким образом, могут быть указаны диапазоны или взяты из базы данных или т.п., в пределах которых находятся искомые физико-химические параметры. Путем измерения рабочих условий давления и температуры может быть задан интервал изменений плотности в рабочих условиях. Тем самым может быть установлен 1. Due to the known quality of the supplied natural gas, a range of changes in the desired physicochemical density parameters under standard conditions, the content of carbon dioxide and nitrogen, is known. Thus, ranges can be indicated or taken from a database or the like within which the desired physicochemical parameters are located. By measuring the operating conditions of pressure and temperature, an interval of changes in density under operating conditions can be set. This can be set

следующий диапазон, в рамках которого находится четвертый искомый физико-химический параметр. Шесть физико-химических параметров, из которых путем измерения точно известны только два, определяют уравнение состояния природного газа.the next range, within which the fourth sought physicochemical parameter is located. Six physicochemical parameters, of which only two are precisely known by measurement, determine the equation of state of natural gas.

2. С помощью современных вычислителей, исходя из установленных диапазонов, в рамках которых лежат физико-химические параметры, измерением только давления и температуры могут быть рассчитаны остальные четыре физико-химических параметра. Это производится путем умелого выбора сначала управляющего параметра из еще неизвестных, но необходимых для определения коэффициента сжимаемости и теплотворной способности физико-химических параметров. На основании минимального критерия только измерением давления и температуры можно определить управляющий параметр путем сортировки или в ходе выполнения первого цикла. Это достигается за счет сходимости расчетного и заданного значения управляющего параметра, например, плотности в стандартных условиях, фактора сжимаемости в стандартных условиях или коэффициента сжимаемости. Далее на этой основе можно определить соответствующие значения для плотности в стандартных условиях, плотности в рабочих условиях 2. Using modern calculators, based on the established ranges within which physicochemical parameters lie, by measuring only pressure and temperature the other four physicochemical parameters can be calculated. This is done by skillful selection of the control parameter from among the unknown but necessary for determining the compressibility coefficient and calorific value of physico-chemical parameters. Based on the minimum criterion, only by measuring pressure and temperature can the control parameter be determined by sorting or during the first cycle. This is achieved due to the convergence of the calculated and specified values of the control parameter, for example, density under standard conditions, compressibility factor under standard conditions, or compressibility factor. Further, on this basis, it is possible to determine the corresponding values for the density under standard conditions, the density under operating conditions

природного газа. Кроме того, в процессе поиска по измеренным значениям давления и температуры физико-химических параметров природного газа можно пользоваться заранее сформированными путем умелого выбора управляющего/управляющих параметров базами данных.natural gas. In addition, in the process of searching for the measured values of pressure and temperature of the physicochemical parameters of natural gas, it is possible to use pre-formed databases by skillfully selecting the control / control parameters.

Выбор управляющего параметра определяется требованием наличия экстремума функции разницы расчетного и заданного значения управляющего параметра. Это называется также задачей статического равновесия. В этом случае свойства решения не будут зависеть от размерности задачи. Тем самым появляется возможность получить решение по определению плотности в стандартных условиях в том случае, когда ряд физико-химических параметров, в частности плотность в рабочих условиях, не измеряются. Таким управляющим параметром является, например, плотность в стандартных условиях. При этом характер положения минимального значения не зависит от исходных значений выбранных, например, для определенного качества природного газа физико-химических параметров и диапазона измерения давления и температуры на узле учета. Значение плотности в стандартных условиях определяется независимо от наличия информации о всех параметрах уравнения состояния газа (при неизвестной плотности в рабочих условиях и содержания диоксида углерода и азота).The choice of a control parameter is determined by the requirement for an extremum of the function of the difference between the calculated and given values of the control parameter. This is also called the static equilibrium problem. In this case, the properties of the solution will not depend on the dimension of the problem. Thus, it becomes possible to obtain a solution for determining the density under standard conditions in the case when a number of physicochemical parameters, in particular density under operating conditions, are not measured. Such a control parameter is, for example, density under standard conditions. Moreover, the nature of the position of the minimum value does not depend on the initial values selected, for example, for a certain quality of natural gas physico-chemical parameters and the range of pressure and temperature measurements at the metering unit. The density value under standard conditions is determined regardless of the availability of information on all parameters of the gas equation of state (at an unknown density under operating conditions and the content of carbon dioxide and nitrogen).

Ниже предложенное устройство рассмотрено на примере его реализации, когда в качестве управляющего параметра выбирают плотность в стандартных условиях ρ_с.Below, the proposed device is considered as an example of its implementation, when the density in standard conditions ρ _{s is} selected as the control parameter.

Для сокращения вычислительных затрат перебор внутри заданных диапазонов изменений параметров плотности ρⁱ может осуществляться не с минимальным шагом, а поэтапно: вначале по единицам (ищется лучшее решение с точностью 1 кг/м³), потом по десятым долям (ищется лучшее решение с точностью 0,1 кг/м³), далее по сотым долям и т.д. Характер положения минимума не зависит от шага перебора, который в этом случае определяет только точность полученного нахождения параметра (плотности в стандартных условиях). Так, на графике фиг.2 показано положение минимума разницы между заданной и рассчитанной плотностью в стандартных условиях для шага перебора рабочей плотности 0,1 кг/м3. На графике фиг.3 показано положение минимума разницы между заданной и рассчитанной плотностью в стандартных условиях для шага перебора рабочей плотности 0,01 кг/м³. Сравнение графиков фиг.2 и фиг.3 подтверждает факт независимости положения минимума от шага перебора, определяемый свойствами задачи статистического равновесия.To reduce computational costs, iterative search within the given ranges of density parameters ρ ⁱ can be performed not with a minimum step, but in stages: first, in units (the best solution is searched with an accuracy of 1 kg / m ³ ), then in tenths (the best solution is searched with an accuracy of 0 , 1 kg / m ³ ), then in hundredths, etc. The nature of the minimum position does not depend on the search step, which in this case determines only the accuracy of the obtained parameter (density under standard conditions). So, the graph of figure 2 shows the position of the minimum difference between the set and calculated density in standard conditions for the step of sorting the working density of 0.1 kg / m3. The graph of figure 3 shows the position of the minimum difference between the specified and calculated density in standard conditions for the step of sorting the working density of 0.01 kg / m ³ . A comparison of the graphs of FIG. 2 and FIG. 3 confirms the fact that the minimum position is independent of the search step, which is determined by the properties of the statistical equilibrium problem.

Устройство работает следующим образом. На Фиг.4 представлена структурная схема системы учета количества природного газа с интегрированным плотномером. Устройство содержит средства измерений давления (4) и температуры (5) природного газа, вычислительный блок (2) и The device operates as follows. Figure 4 presents a structural diagram of a metering system for the amount of natural gas with an integrated density meter. The device comprises means for measuring pressure (4) and temperature (5) of natural gas, a computing unit (2) and

блок интерфейса (3). Вычислительный блок (2) и блок интерфейса (3) могут представлять собой специализированный вычислитель (flow manager или flow computer в зарубежной терминологии), имеющее внутренние и внешние цифровые и аналоговые интерфейсы для съема измерительной информации с датчиков давления (4) и температуры (5) и счетчика природного газа (1) и как для выдачи, так и для приема цифровой информации во внешние устройства. Данные результатов измерений давления и температуры природного газа поступают со средств измерений давления (4) и температуры (5) природного газа в вычислительный блок (2), где рассчитывается плотность в стандартных условиях и плотность в рабочих условиях природного газа. При поступлении со счетчика природного газа (1) данных результатов измерений происходит вычисление по формуле (1) или (2) в зависимости от типа счетчика природного газа объемного расхода, приведенного к стандартным условиям природного газа. Данные расчетов плотности в стандартных и рабочих условиях природного газа и объемного расхода, приведенного к стандартным условиям природного газа с вычислительного блока (2) поступают через блок интерфейса (3) для выдачи на внешние устройства.interface unit (3). The computing unit (2) and the interface unit (3) can be a specialized computer (flow manager or flow computer in foreign terminology) that has internal and external digital and analog interfaces for measuring data from pressure sensors (4) and temperature (5) and a natural gas meter (1) and both for issuing and for receiving digital information to external devices. The data of the measurements of pressure and temperature of natural gas are received from measuring instruments of pressure (4) and temperature (5) of natural gas to the computing unit (2), where the density is calculated under standard conditions and the density under operating conditions of natural gas. Upon receipt of measurement data from a natural gas meter (1), a calculation is made according to formula (1) or (2), depending on the type of natural gas meter, the volumetric flow rate reduced to standard conditions of natural gas. Density calculation data under standard and operating conditions of natural gas and volume flow reduced to standard conditions of natural gas from the computing unit (2) are sent through the interface unit (3) for delivery to external devices.

На фиг.5 представлена функциональная схема блока интерфейса. В блок интерфейса, кроме стандартных внутренних и внешних цифровых и аналоговых интерфейсов для съема измерительной информации с датчиков давления, температуры и счетчика расходомера массового, имеется специализированный блок цифрового интерфейса для введения информации о диапазонах изменения физико-химических параметров природного газа Figure 5 presents the functional diagram of the interface unit. In the interface unit, in addition to standard internal and external digital and analog interfaces for taking measurement information from pressure sensors, temperature sensors and a mass flow meter counter, there is a specialized digital interface unit for entering information on the ranges of physical and chemical parameters of natural gas

(плотности в стандартных условиях, плотности в рабочих условиях, содержания диоксида углерода и содержания азота) (3.1) и специализированный блок цифрового интерфейса для вывода информации о стандартной и рабочей плотности, рассчитанной в вычислительном устройстве (3.2). Блоки интерфейса (3.1), (3.2) могут представлять собой либо электронный компонент, обеспечивающий ввод/вывод на дисплей, либо ввод/вывод при помощи некоторого стандартного цифрового или аналогового интерфейса.(densities under standard conditions, densities under operating conditions, carbon dioxide and nitrogen contents) (3.1) and a specialized digital interface unit for displaying information on standard and working densities calculated in a computing device (3.2). The interface blocks (3.1), (3.2) can be either an electronic component that provides input / output to the display, or input / output using some standard digital or analog interface.

На Фиг.6 представлена функциональная схема вычислительного блока. В первой области постоянной памяти (2.1), сформирован программный код, который вычисляет коэффициент сжимаемости природного газа на основании измеренных значений давления и температуры, а также на основании исходных значений физико-химических параметров природного газа, например, по формулам метода расчета коэффициента сжимаемости GERG-91 мод. из п.3.2.3. ГОСТ 30319-2-96 «Газ природный методы расчета физических свойств. Определение коэффициента сжимаемости». Во второй области постоянной памяти (2.2) сформирован программный код расчета стандартной плотности на основании исходного значения плотности в рабочих условиях, измеренных значений давления и температуры и на основании вычисленного в первой области постоянной памяти коэффициента сжимаемости, рассчитанной с использованием уравнения состояния природного газаFigure 6 presents the functional diagram of the computing unit. In the first area of read-only memory (2.1), a program code is generated that calculates the compressibility coefficient of natural gas based on the measured pressure and temperature, as well as on the basis of the initial values of the physicochemical parameters of natural gas, for example, using the formulas for calculating the compressibility coefficient GERG- 91 mod. from clause 3.2.3. GOST 30319-2-96 “Natural gas methods for calculating physical properties. Determination of the compressibility coefficient. " In the second area of read-only memory (2.2), a program code for calculating the standard density is generated based on the initial density value under operating conditions, measured pressure and temperature values, and on the basis of the compressibility factor calculated in the first area of read-only memory calculated using the equation of state of natural gas

где ρ_с и Т_c абсолютное давление и температура стандартных условий);where ρ _c and T _c absolute pressure and temperature standard conditions);

ρ_с - заданная плотность в стандартных условиях;ρ _s is the given density under standard conditions;

ρ - заданная плотность в рабочих условиях;ρ is the given density under operating conditions;

K - коэффициент сжимаемости газа, рассчитанный по неполному компонентному составу (заданному содержанию диоксида углерода и азота и плотности в стандартных условиях), например, методом GERG-91 мод.;K is the gas compressibility coefficient calculated by the incomplete component composition (a given carbon dioxide and nitrogen content and density under standard conditions), for example, by the GERG-91 mod method .;

p - измеренное абсолютное давление;p is the measured absolute pressure;

Т - измеренная температура газа.T is the measured gas temperature.

В третьей области постоянной памяти (2.3), сформирован программный код сортировки для определения минимальной контрольной разницы между значением рассчитанной плотности в стандартных условиях и заданным при расчете коэффициента сжимаемости исходным значением для плотности в стандартных условиях.In the third area of read-only memory (2.3), a sorting program code is generated to determine the minimum control difference between the value of the calculated density under standard conditions and the initial value specified for the calculation of the compressibility coefficient for density under standard conditions.

- плотность в стандартных условиях, рассчитанная по формуле (4). - density under standard conditions, calculated by the formula (4).

Заданная в текущем цикле сортировки стандартная плотность, определяемая минимумом формулы (5) ρ_с, является искомой плотностью в стандартных условиях природного газа, полученной из уравнения состояния путем сведения его к задаче статистического равновесия. Для обеспечения циклического поиска минимума формулы (5) в четвертой области постоянной памяти (2.4) сформирован программный код цикличного The standard density specified in the current sorting cycle, determined by the minimum of formula (5) ρ _s , is the desired density under standard conditions of natural gas obtained from the equation of state by reducing it to the problem of statistical equilibrium. To ensure a cyclic search for the minimum of formula (5) in the fourth area of read-only memory (2.4), the program code of the cyclic

повторения операций определения минимальной контрольной разницы стандартной плотности по формуле (5).repeating operations to determine the minimum control difference in standard density according to the formula (5).

Далее в общем структурном виде работа вычислительного устройства происходит следующим образом. Результаты измерений давления и температуры природного газа поступают в блок интерфейса, откуда совместно с данными о диапазонах изменения физико-химических параметров природного газа (плотности в стандартных условиях, плотности в рабочих условиях, содержания диоксида углерода и содержания азота) с блока (3.1) интерфейса они поступают в вычислительное устройство. В вычислительном устройстве происходит циклическое повторение в заданном диапазоне изменения физико-химических параметров природного газа за счет введения соответствующего кода в четвертой области постоянной памяти (2.4) вычислений стандартной плотности и выбора плотности в стандартных и рабочих условиях, соответствующей минимальной контрольной разницы во второй области постоянной памяти (2.2) на основе рассчитанного в первой области постоянной памяти (2.1) коэффициента сжимаемости. Полученные результаты вычислений стандартной и рабочей плотности выводятся с использованием специализированного блока цифрового интерфейса для вывода информации (3.2).Further, in a general structural form, the operation of the computing device is as follows. The results of measurements of pressure and temperature of natural gas are sent to the interface unit, where, together with data on the ranges of changes in the physicochemical parameters of natural gas (density under standard conditions, density under operating conditions, carbon dioxide content and nitrogen content) from the interface unit (3.1), they arrive at the computing device. In the computing device, a cyclic repetition in a given range of changes in the physicochemical parameters of natural gas occurs due to the introduction of the corresponding code in the fourth region of read-only memory (2.4) of standard density calculations and the choice of density in standard and operating conditions corresponding to the minimum control difference in the second area of read-only memory (2.2) on the basis of the compressibility factor calculated in the first area of read-only memory (2.1). The results of calculations of the standard and working density are displayed using a specialized digital interface unit for information output (3.2).

Claims

1. A device for measuring density in standard and operating conditions of natural gas, comprising means for measuring pressure and temperature of natural gas, a computing unit and an interface unit, additionally an interface unit is configured to enter information on ranges of physical and chemical parameters of natural gas, the computing unit is made with the ability to determine the control parameter by fulfilling the minimum criterion.

2. The device according to claim 1, characterized in that a natural gas meter is added to the device for measuring density in standard and operating conditions of natural gas, the computing unit is configured to calculate the volumetric flow of natural gas reduced to standard conditions according to the meter (or flow meter ) natural gas and density in standard and operating conditions of natural gas, and the interface unit is configured to display information about the volume flow of natural gas reduced to standard conditions.

3. The device according to claim 2, characterized in that it is placed in a single unit.

4. The device according to claim 2, characterized in that it has uniform metrological characteristics.