Контроль параметрів природного газу на АГНКС

ВСТУП 

   Високі  теплотехнічні характеристики (октанове число, теплота згорання) стиснутого природного газу (СПГ) та низька токсичність  продуктів його згорання, наявність  в Україні розвинутої мережі газопроводів зумовили широке використання СПГ в  якості альтернативного палива для  автотранспорту. Розширяється мережа автомобільних газонаповнювальних компресорних станцій (АГНКС) різної потужності для заправки автомобілів СПГ.

   Разом із розширенням мережі АГНКС постало  питання обліку природного газу, який відпускається споживачам на АГНКС. На сьогодні облік природного газу на більшості АГНКС ведеться за допомогою  розрахункових таблиць, тобто без  реального обліку. Відсутні навіть методи розрахунку фізичних властивостей СПГ в діапазонах тиску та температури  властивих АГНКС. Для існуючих засобів  обліку СПГ на АГНКС не розроблено відповідної метрологічної бази.

   Таким чином, розробка систем вимірювання  витрати та кількості (об'єму) природного газу для АГНКС, що включає розробку методів розрахунку фізичних властивостей природного газу в діапазонах тиску  та температури властивих АГНКС, є актуальними задачами. 
 
 
 
 
 

1. АНАЛІЗ  АГНКС ЯК ОБ’ЄКТА ДОСЛІДЖЕННЯ

     З 1860 року, коли Етьен Ленуар сконструював перший практично придатний двигун внутрішнього згорання, як моторне  паливо почав використовуватися світильний газ. Всі перші ДВЗ були газовими. У 1876 році Н. Отто побудував 4-тактний газовий двигун, який випускався на заводі "Отто-дейц" і набув широкого поширення.

     В 1885 році один з газових двигунів Отто потрапив до рук молодого робочого з ремонтних майстерень американської фірми "Вестінгауз". Ретельно вивчивши цей двигун, 22-річний механік побудував свою першу саморушну коляску, але вже з бензиновим двигуном. Згодом він став "автомобільним королем" Америки. Його звали Генрі Форд.

     Перші спроби світильного газу були зроблені у Франції ще в 1856 році. З 1915 року на транспорті почав використовуватися не тільки світильний газ, але і стиснутий природний газ (СПГ).

     Масштабні роботи по перекладу автотранспорту на природний газ розвернулися після 1925 року, коли почалося виробництво  газобалонних автомобілів і будівництво  газонаповнювальних станцій. У Франції  після 1926 року було побудовано більше 15 газонаповнювальних станцій в  Парижі, Ліоні і інших містах.

     У 1934 році в Німеччині була введена в дію установка для коксового газу, а в 1935 році в Ганновері була побудована аналогічна станція для світильного газу. Потім з'явилися станції в Берліні, Штутгарті і інших містах. У той же період на газ почали переводити автомобілі в Данії, Румунії, Югославії, Норвегії, Швеції, Фінляндії, Італії. Перша італійська станція заправки автомобілів природним газом була введена в експлуатацію в 1935 році.

     Інтерес до використання природного газу на транспорті різко зростає в кризові періоди: у роки Другої світової війни, коли повсюдно відчувався брак бензину; під час енергетичної кризи 70-80-х років. Програми заміни нафтового моторного палива газом реалізувалися в США, Новій Зеландії, Австралії, Бразилії, Аргентині, Данії. У 1980 році в світі на СПГ працювало вже близько 400 тисяч автомобілів. За 20 років кількість автомобілів, що працюють на природному газі, перевалила мільйонний рубіж.

     Широко  використовуваним газовим моторним паливом є зріджений нафтовий газ. На цьому газі в світі працюють більше 4,5 мільйонів машин. Історія відкриття безпосередньо пов'язана з автомобілем і почалася з курйозу. У 1910 році автоаматор з американського міста Піттсбург звернув увагу на те, що куплений ним бензин випаровується неймовірно швидко. Він тут же відправився до знайомого хіміка Уолтеру Снеллінгу. Розгніваний водій вважав, що американський уряд повинен покарати обманщиків, що продають такий бензин. Уолтер Снеллінг досліджував принесене йому паливо і виявив, що рідина, що швидко випаровується, є сумішшю пропана, бутану і інших вуглеводневих газів. Декілька років опісля, Снеллінг побудував установку розділення бензину на рідкі і газоподібні компоненти. Перший автомобіль на зрідженому нафтовому газі був випробуваний в 1913 році. Декілька років опісля, Снеллінг за 50 тисяч доларів продав патент на пропан. Сьогодні тільки в США пропановый бізнес оцінюється в 8 мільярдів доларів.

        АГНКС - це автомобільна газонаповнювальна компресорна станція. АГНКС здійснює заправлення автомобілів і інших транспортних засобів, двигуни яких конвертовані або споконвічно розраховані на роботу на стислому природному  газі - метані.

        Метан (стислий природний  газ, СПГ, сompressed natural gas, CNG) - горючий  газ, що є основним компонентом природного газу. Газ метан практично не залишає  шкідливих продуктів згоряння.

        Природний газ надходить  до АГНКС по газопроводах. На станції  тиск газу підвищується (або знижується залежно від тиску в газопроводі, що підводить) до 20 Мпа (200 атм) і в  такому вигляді подається до балони транспортних засобів.

        Метан використовується для газозабезпечення населених пунктів.

        Щільність природного метану в тисячу разів нижче щільності  бензину. Це можна досягти стиском  метану до 20-25 Мпа (200-250 атмосфер). Для  зберігання газу в такому стані використаються спеціальні балони, які встановлюються на автомобілях.

     На  рисунку 1.1 представлена технологічна схема АГНКС.

     Переваги використання метану як автомобільне паливо: 

• Економічні

При однаковій  витраті на 100 км шляху вартість газу в 2-3 рази нижче вартості бензину або дизельного палива збільшується термін служби двигуна й моторного масла в 2 рази. Робота двигуна на метані стає м'якше, у жодному режимі немає детонації, октанове число газу- 110. Збільшується термін служби свіч запалювання на 40%. Переклад автомобіля на стиснений газ не вимагає конструктивної переробки двигуна.

• Екологічні

 Знижується  токсичність відпрацьованих газів:  окису вуглецю в 5-10 разів вуглеводню  в 3 рази оксиду азоту в 1,5-2,5 рази. Рівень шуму працюючого двигуна знижується в 2 рази.

• Безпека

 Метан  легше повітря в 1.6 рази й  при витоку відразу випаровується,  не створюючи вибухонебезпечної  суміші .

    Разом із розширенням мережі АГНКС постало  питання обліку природного газу, який відпускається споживачам на АГНКС. На сьогодні облік природного газу на більшості АГНКС ведеться за допомогою  розрахункових таблиць, тобто без  реального обліку. Відсутні навіть методи розрахунку фізичних властивостей СПГ ( стиснутого природного газу) в діапазонах тиску та температури властивих АГНКС. Для існуючих засобів обліку СПГ на АГНКС не розроблено відповідної метрологічної бази . 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Рисунок 1.1 – Технологічна схема АГНКС

2. ОБГРУНТУВАННЯ ВИБОРУ МЕТОДИКИ І ТЕХНІЧНИХ ЗАСОБІВ ДЛЯ РОЗРАХУНКУ КОЕФІЦІЄНТІВ СТИСЛИВОСТІ ПРИРОДНОГО ГАЗУ

     Для обрахунку коефіцієнта стисливості  природного газу можна використовувати 5 методів: чотири з яких обгрунтовані у міжнародному стандарті  : ГОСТ 30319.2-96. Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение коэффициента сжимаемости., та метод РД 50-213-80. Правила измерения расхода газов и жидкостей стандартными сужающими устройствами.

     Міжнародний стандарт встановлює чотири методи розрахунку коефіцієнта стисливості природного газу: при невідомому повному компонентному складі природного газу  (два методи ) і відомому компонентному складі.

     Стандарт  встановлює  деякі  області застосування кожного методу  по вимірюваних  параметрах  (тиск, температура,  щільність природного газу за стандартних  умов і компонентний склад природного газу), проте не заперечує  використання будь-якого з методів і в  інших областях.

     Для розрахунку коефіцієнта стисленості  природного газу при визначенні його витрати застосовують наступні методи:

1. Модифікований метод NX 19 мод. для природних газів з густиною в інтервалі температур  250 - 290 К і тиску до 3 МПа; похибка коефіцієнта стисливості в цих діапазонах параметрів на повинна перевищувати 0,11%; вказані діапазони параметрів характерні для вимірювання витрати і кількості газу при його розподілі споживачам.
2. Модифіковане рівняння стану (УС) GERG-91мод. і УС AGA8-92 DC для природних газів з густиною , які не містять сірководень, в інтервалі температур 250 - 330 К і тиску до 12 МПа; похибка коефіцієнта стисливості в цих діапазонах параметрів на перевищує 0,11%; вказані діапазони параметрів характерні для вимірювання витрати і кількості транспортуючого газу по магістральних газопроводах.
3. Рівняння стану ВНИЦ СМВ для природних газів з густиною в інтервалі температур 270 – 340 К і тиском   до 12 МПа; похибка розрахунку коефіцієнта стисливості не перевищує 0,19% ( природний газ не містить сірководень), і 0,36% ( газ із сірководнем до 30 мол.%); вказані діапазони параметрів характерні для вимірювання розрахунку газу при його видобуванні і переробці.
4. Правила розрахунку витрати газів і рідин стандартними звужуючими пристроями згідно додатка РД 50-213-80 з густиною в залежності від псевдоприведенного надмірного тиску (кг/см²), псевдоприведеної температури t_n , , густини і вмісту CO₂ , N₂ .

   Метод NX 19 мод. і рівняння стану GERG-91  мод. можуть  бути використані при невідомому повному компонентному складі природного газу, розрахунок по цим методам не потребують застосування ЕОМ.

Розрахунок  по рівнянню стану AGA8-92DC і ВНИЦ СМВ може бути розрахований тільки при наявності ЕОМ і відомому повному компонентному складі природного газу, при цьому повинні бути дотримані певні діапазони концентрації компонентів.

     В області тиску (12 – 30) МПа і температур (260 – 340 ) К для розрахунку коефіцієнта  стисливості допускається застосовувати  рівняння стану GERG-91 мод. і AGA8-92DC. Похибка розрахунку коефіцієнта стисливості природного газу у вказаній області тиску і температур складає: для рівняння GERG-91 мод. – 3,0%, для рівняння AGA8-92DC – 0,5%.

     Вибір конкретного методу розрахунку коефіцієнта  стисливості визначається  в контракті між споживачем природного газу і його постачальником з урахуванням вимог справжнього стандарту.

1. Обгрунтування вибору методики

     Як  описувалось у попередньому розділі  можна використовувати 5 методів  розрахунку коефіцієнта стисливості  природного газу, тому для обрахунку  та порівняння я обрала 3 методи, а  саме: модифікований метод NX 19 мод, метод обрахунку згідно методики РД 50-213-80 та метод УС AGA8-92 DC.

     Модифікований метод NX 19 мод та методика розрахунку РД 50-213-80  використовується для вимірювання витрати і кількості газу при його  розподілі споживачам, а метод УС AGA8-92 DC використовується для вимірювання витрати і кількості транспортованого газу по магістральних газопроводах. Тому за мету поставлено дослідити ці методики,  визначити коефіцієнти стисливості природного газу та обрахувати похибки між даними методиками. 

2. Розробка  алгоритмів розрахунку коефіцієнта  стисливості

     Для того, щоб проводити розрахунок коефіцієнта  стиливості потрібно вибрати методику, яка буде використовуватись. У цій  роботі було поставлено за мету провести розрахунок по трьох методиках, а  саме: модифікований метод NX 19 мод,  метод обрахунку згідно методики РД 50-213-80 та метод УС AGA8-92 DC.

- Модифікований  метод NX 19 мод

                                             (2.1) 

         ,                                                                            (2.2)

,                                                                   (2.3)

,                                                                                (2.4)

,                                         (2.5)

,                                            (2.6) 

,                    (2.7)                                                 

де                                                                                            (2.8)

параметри знаходяться за наступними формулами:

     ,                                                                    (3.2.9)

,                                                               (2.10)

де  - псевдокритичні значення тиску і температури, які знаходяться за формулами, а саме :

  ,                                (2.11)

  .                                    (2.12) 

• методика  РД 50-213-80

Псевдоприведений  надмірний тиск і температуру  природніх газів визначають по формулі:

                                                                    (2.13)

  ,                                        (2.14)

де  , - комплексні коефіцієнти надмірного тиску і температури відповідно.

Комплексні  коефіцієнти надмірного тиску і  температури природних газів  визначаються по формулі: 

                  ,                        (2.15)       

        ,                         (2.16) 

де вихідними  параметрами є , , .

• метод УС AGA8-92 DC

Американською Газовою Асоціацією для розрахунку фактора стисливості запропоновано  використовувавти рівняння стану:

    ,                (2.17)

де B і - коефіцієнти УС;

- молярна густина,  кмоль/.

Константи УС приведені в таблиці (ГОСТ 30319.2-96)

Приведену густину знаходять по формулі:

.                                                               (2.18)

Параметр  знаходять по формулі:

                  (2.19)

Коефіцієнти B і розраховуються із наступних формул :

,                                                                                                                (2.20) 

,                        (2.21)

де n- кількість компонентів в природному газі.

     Константи і характерні параметри компонентів у формулах (3.2.20) і (3.2.21) приведені в таблицях (ГОСТ 30319.2-96).

     Бінарні параметри  і параметри розраховуються з використанням наступних формул :

                                                       (2.22)

     ,                                                (2.23) 

                    (2.24)

                         (2.25)

                                                                (2.26)

                                                                (2.27)

     де  – параметри бінарної взаємодії, подані в таблиці (ГОСТ 30319.2-96).

     Розрахунки  по трьом методикам приведені  в додатках. 

2.3 Вибір технічних засобів контролю фізичних параметрів природного газу

     2.3.1 Вимірювання температури

     В енергетичних установках і системах теплотехнічні вимірювання служать  для безперервного виробничого  контролю за роботою устаткування. При проведенні робіт з енергетичного  аудиту різних систем, у яких основним об'єктивним показником відповідності  їхніх експлуатаційних характеристик  з нормативними вимогами або вимогами технологічних умов є температура, точність її вимірювання буде обумовлювати прийнятність подальших заходів  щодо впровадження енергозберігаючих  заходів. Як правило, величина температури  найбільш значима в системах з  потужними енергетичними потоками, в яких головним чином проводяться вимірювання ряду основних величин (тиску, температури, витрати та ін.)

       Головним завданням інженера, що  проводить температурні вимірювання,  є подальше забезпечення надійної  і раціональної експлуатації  обстежуваної системи. Успішне  виконання цього завдання, а також  організація технічного обліку  роботи устаткування неможливі  без енергетичного контролю, здійснюваного  за допомогою вимірювальних 

приладів  різного призначення, що дозволяє забезпечити:

• надійну і безпечну експлуатацію установок;

• економічно  найвигідніший режим роботи устаткування;
• організацію технічного обліку роботи агрегатів у цілому.

     2.3.1.1  Класифікація приладів для вимірювання температури

     Прилади для вимірювання температури  розділяються залежно від використовуваних ними фізичних властивостей речовин  на наступні групи з діапазоном показань:

     Термометри  розширення (-190…+6500С) засновані на властивості  тіл змінювати під дією температури  свій об’єм.

     Манометричні  термометри (-160…+6000С) працюють за принципом  зміни тиску рідини, газу або пари з рідиною в замкнутому об’ємі при нагріванні або охолодженні  цих речовин.

     Термометри  опору (-200…+6500С) засновані на властивості  металевих провідників змінювати  залежно від нагрівання їхній  електричний опір.

     Термоелектричні термометри (-50…+18000С) побудовані на властивості  різнорідних металів і сплавів  утворювати в парі (спаї) термоелектрорушійну  силу, що залежить від температури  спаю.

     Пірометри (-30…+60000С) працюють за принципом вимірювання  випромінюваної нагрітими тілами енергії, що залежить від температури цих  тіл.

     Термометри  розширення. Фізична властивість  тіл змінювати свій об’єм залежно  від нагрівання широко використовується для вимірювання температури. На цьому принципі заснований пристрій рідинних скляних і дилатометричних  термометрів, які з'явилися дуже давно і послужили для створення  перших температурних шкал.

     В рідинних термометрах, побудованих  на принципі теплового 

розширення  рідини в скляному резервуарі, як робочі речовини

використовуються  ртуть і органічні рідини —  етиловий спирт, толуол і ін. Найбільш широке застосування одержали ртутні термометри, що мають у 

порівнянні  з термометрами, заповненими органічними  рідинами, істотні переваги: великий  діапазон вимірювання температури, при якому ртуть залишається  рідкою, незмочення скла ртуттю, можливість заповнення термометра хімічно чистою ртуттю через легкість її одержання  та ін. При нормальному атмосферному тиску ртуть перебуває в рідкому  стані при температурах від -39 (точка  замерзання) до 357°С (точка кипіння) і середній температурний коефіцієнт об'ємного розширення 0,18· 10^-3К^-1.

     Термометри  з органічними рідинами здебільшого  придатні лише для вимірювання низьких  температур у межах до 100°С. Рідинні  термометри, виготовлені зі скла, є  місцевими приладами, що показують. Вони складаються з резервуара з  рідиною, капілярної трубки, приєднаної до резервуара і закритої із протилежного кінця, шкали і захисної оболонки.

• Ртутні термометри

     Ртутні  термометри за призначенням розділяються на промислові (технічні), лабораторні  і зразкові. Основна похибка ртутних  термометрів залежить від діапазону  показань і ціни поділу шкали, зі збільшенням  яких вона зростає. Внаслідок невеликого відхилення видимого коефіцієнта розширення ртуті в склі при зміні температури  ртутні термометри мають майже рівномірну шкалу. Ртутні термометри виготовляються двох видів; із вкладеною шкалою і паличні (рис.2.1).

     Термометр із вкладеною шкалою має заповнений ртуттю резервуар 1 (рис.2.1), капілярну трубку 2, циферблат 3 з молочного скла зі шкалою і зовнішньою циліндричною оболонкою 4, у якій укріплений капіляр і циферблат. Зовнішня оболонка з одного кінця щільно закрита, а з іншого - припаяна до резервуара.

     Паличний  термометр складається з резервуара 1 (рис.2.1), з'єднаного з

     товстостінним капіляром 2 зовнішнім діаметром 6-8 мм. Шкала термометра нанесена безпосередньо  на поверхні капіляра у вигляді насічки  по склу. Паличні термометри є більше точними в порівнянні з термометрами із вкладеною шкалою.

     Недоліками  ртутних термометрів є їхня крихкість, неможливість дистанційної передачі і  автоматичного запису показань, більша інерційність і труднощі відліку  через нечіткість шкали і поганої  видимості ртуті в капілярі. Все  це значною мірою обмежує їхнє застосування, залишаючи за ними головним чином область місцевого контролю і лабораторні вимірювання.

     Неправильна установка термометра, що дає більшу втрату тепла в навколишнє середовище, може привести до заниження його показань на 10-15%.

     Розглянуті  нижче способи установки ртутних  термометрів є в основному  загальними для різних типів термометрів.

     Застосовуються  два способи установки ртутних  термометрів: у захисних оправах (або  гільзах) і шляхом безпосереднього  занурення термометрів у вимірювальне середовище.

• Манометричні термометри

     Дія манометричних термометрів заснована  на залежності тиску рідини, газу або  пари з рідиною в замкнутому об’ємі (термосистемі) від температури. Зазначені  термометри є промисловими що показують  і самописними приладами, призначеними для вимірювання температури  в діапазоні до 600°С. Клас точності їх 1-2,5.

     Залежно від робочої речовини, яка використовується в термосистемі, манометричні термометри розділяються на газові, рідинні і  конденсаційні (мають як робочу речовину органічні рідини з низькою температурою кипіння: хлористий метил, ацетон і  фреон). Вибір робочої речовини

виконується виходячи із заданого діапазону показань і умов вимірювання.

     Схема манометричного термометра (рис. 2.2), що показує термосистема приладу, заповнена робочою речовиною, складається з термобалону 1, що занурюється у вимірювальне середовище, манометричної трубчастої пружини 2, що діє за допомогою тяги 3 на вказівну стрілку 4, і капіляра 5, що з'єднує пружину з термобалоном.

     Термобалон  являє собою металеву трубку, закриту  з одного кінця, а з іншого з'єднану з капіляром. За допомогою знімного штуцера 6 з різьбленням і сальником  термобалон установлюється в трубопроводах, баках і т.п. Можлива установка  його і у захисній гільзі. При  нагріванні термобалона збільшення тиску робочої речовини передається  через капіляр трубчастій пружині  і приводить до розкручування  останньої доти, поки діюче на неї  зусилля, пропорційне різниці тисків у системі і навколишнім повітрі, не зрівноважиться силою її пружної  деформації. 
 
 
 
 
 
 

     Рисунок 2.1 - Ртутні термометри 
 

Рисунок 2.2 - Схема манометричного термометра 
 
 

2.3.2 Вимірювання  тиску

     Засоби  вимірювання тиску класифікують по виду вимірювального тиску і принципу дії. По виду вимірювального тиску засоби вимірювання підрозділяють на:

     - манометри надлишкового тиску  — для вимірювання надлишкового тиску;

     - манометри абсолютного тиску  — для вимірювання тиску, відліченого від абсолютного нуля;