EFFECT OF COMPRESSIBILITY FACTOR ERROR ON LOW TEMPERATURE NATURAL GAS FLOW MEASUREMENT

Abstract

Исследования, направленные на повышение точности измерения расхода природного газа имеют высокую значимость для экономики. В современной нормативной документации в области расходометрии четко охарактеризована технология получения значения расхода природного газа, приведенного к стандартным условиям, для температур выше 250 К (минус 23,15 °С),. В то же время, ввиду климатических особенностей ряда регионов Российский Федерации проведение измерений имеет место при температурах до минус 50 °С (223,15 К). Целью настоящей работы является анализ влияния допущений, принимаемых при определении коэффициента сжимаемости, на результат определения расхода природного газа, приведенного к стандартным условиям, при проведении измерений при температурах ниже 250 К. В статье рассмотрены методы, лежащие в основе применяемых на практике алгоритмов определения коэффициента сжимаемости природного газа в случае проведения измерений расхода газа при температурах ниже 250 К. Описаны подходы, применяемые в вычислительных устройствах для приведения расхода природного газа, приведенного к стандартным условиям, при температуре рабочей среды ниже 250 К. Проведена оценка величины дополнительной погрешности результата измерения расхода газа, обусловленная применением подстановочных значений температуры и коэффициента сжимаемости при низких температурах. Показано, что дополнительная погрешность, возникающая при использовании подстановочных значений, имеет отрицательный знак, носит систематический характер и может достигать значений, превышающих допустимые. Указанная дополнительная погрешность может становиться причиной занижения показаний прибора учета. Результаты, полученные в рамках настоящего исследования, подтверждают целесообразность разработки стандарта, регламентирующего метод расчета коэффициента сжимаемости природного газа при температурах ниже 250 К (минус 23,15 С). The article provides an analysis of the effect of errors in determining the compressibility factor on the result of measuring the flow rate of natural gas at temperatures below minus 23 ° C. The article specifies the methods used to determine the compressibility factor of natural gas. Approaches used in practical implementation of computational algorithms of natural gas flow measurement process at temperatures below minus 23 ° C are described. The value of the additional error of the gas flow rate measurement result was evaluated, due to the use of substitution values of the temperature and compressibility coefficient at low temperatures. It has been shown that the additional error arising from the use of wildcard values has a negative sign and is systematic in nature, which, in turn, can cause underreporting of the meter. The results obtained in this work can serve as a starting point in studies aimed at supporting the compressibility coefficient of natural gas at low temperatures and contribute to the development of metrology. The results obtained in the study confirm the feasibility of developing a standard regulating the method of calculating the compressibility factor of natural gas at temperatures below 250 K (minus 23,15 C).