EP0087766A1 - Verfahren zur Steuerung eines Gasnetzes, insbesondere im Hochdruckbereich - Google Patents

Verfahren zur Steuerung eines Gasnetzes, insbesondere im Hochdruckbereich Download PDF

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EP0087766A1
EP0087766A1 EP83101821A EP83101821A EP0087766A1 EP 0087766 A1 EP0087766 A1 EP 0087766A1 EP 83101821 A EP83101821 A EP 83101821A EP 83101821 A EP83101821 A EP 83101821A EP 0087766 A1 EP0087766 A1 EP 0087766A1
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EP
European Patent Office
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gas
network
quality
determined
points
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EP83101821A
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English (en)
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Andreas Weimann
Peter Schröder
Dietmar Scheibe
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ESG Elektronik-System- GmbH
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    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17D—PIPE-LINE SYSTEMS; PIPE-LINES
    • F17D1/00—Pipe-line systems
    • F17D1/02—Pipe-line systems for gases or vapours
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17D—PIPE-LINE SYSTEMS; PIPE-LINES
    • F17D1/00—Pipe-line systems
    • F17D1/02—Pipe-line systems for gases or vapours
    • F17D1/04—Pipe-line systems for gases or vapours for distribution of gas

Definitions

  • Gas extraction produces gases of different gas quality, in particular gases with a low calorific value (L-gas) and gases with a high calorific value (H-gas), which are often to be transported and distributed in the same gas network, possibly a long-distance gas network.
  • L-gas low calorific value
  • H-gas high calorific value
  • Fluctuating gas qualities of the gas fed in and mixtures when combining gas flows can lead to a constant change in the gas qualities in the long-distance gas network and thus to changing gas quality among gas consumers. Larger fluctuations in the quality of the gas taken off must be avoided, since operating problems occur in particular when the gas is used industrially.
  • the object of the invention is a Ver provide to control a long-distance gas network, which at least reduces fluctuations in the gas quality in the network, in particular at selected network points, such as take-off points.
  • gases of widely differing gas quality can be fed in at the feed-in points without hesitation, since the method ensures that at least those customers who are dependent on gas quality that is as constant as possible are offered gas of a sufficiently constant quality. Since the reaction of the gas flow to control interventions is relatively slow, In addition to the current gas quality curve, the future gas quality curve is preferably also estimated, so that there is sufficient time to take appropriate control measures. It should be emphasized that the outlay on equipment for carrying out the method can be kept relatively low, since it can generally be carried out using the measuring devices usually present in gas networks.
  • the pre-warning signal can include both the gas quality to be expected as well as its expected time of arrival.
  • the method according to the invention which only requires gas quality measurements at the feed-in points, provides information about the current or expected gas qualities at any network points, including in front of (and behind) mixing points within the network.
  • An actuating signal for an actuator, in particular a control slide of the mixing point to keep the gas quality constant behind the mixing point, can be derived from the gas qualities determined in front of a mixing point.
  • tion of the gas network can be provided for the approximate calculation of the amount of heat consumed at a take-off point during a billing period, that the time course of the gas quality of the gas available there during the billing period is determined from the gas quality curves along the line for the take-off point, which have been determined repeatedly during the billing period and that one measures the course of time of the gas quantity taken during the accounting period at this take-off point.
  • the amount of heat emitted can be calculated with sufficient accuracy from the two courses of time by appropriate product formation.
  • the time profile of the compressibility number and preferably also the standard density be determined from the determined time profile of the gas quality at this decrease point, so that the quantity of gas (standard volume) or Allows gas mass to be determined.
  • the measured values for the gas quantity which are continuously determined at the acceptance point, can either be transmitted simultaneously to a data collection device, or temporarily stored at the acceptance point until the end of the billing period. In the former case, the measured values can also be used to derive control signals and be simultaneously fed to a control device for the gas network.
  • gas quality primarily refers to the calorific value of the gas.
  • the gas quality can alternatively or additionally be characterized by the Wobbe number (calorific value: ⁇ from the density), the standard density and by the volume fractions of H 2 , CH 4 , C0 2 , N 2 ' C 2 , H6 resulting from a gas analysis, higher hydrocarbons etc.
  • the natural gas is roughly classified into L-gas with a low calorific value and H-gas with a high calorific value.
  • Gases whose origin changes over time are fed into the feed points 14.
  • the associated change in gas quality of the gas in the transmission system 10 can lead to major problems, in particular for large customers who are dependent on constant gas quality, for example because they have a calorific value or a wobbe number of precisely set industrial furnaces can be used.
  • gas quality measurements at the take-off points one could in principle measure such gas quality fluctuations of the taken gas and accordingly take the necessary measures at the customer; the effort of these gas quality measurements to be carried out, for example, with calibrated calorimeters is, however, for the norm times too high.
  • the customer only measures the amount of gas (standard volume) or the gas volume (operating volume) for the subsequent thermal gas billing of the gas works with the customer.
  • the control or regulating method according to the invention requires such gas quality measurements only at the feed-in points 14. Furthermore, at the feed-in points 14 and at the take-off points 16, the gas quantities (gas quantities or gas volumes) fed in or discharged must be measured and all measured values supplied to a control device 26 which 1 is represented by a block diagram. The measured values of the delivery points (delivered gas quantities) and the feed-in points 14 (fed-in gas qualities and quantities) are fed to this control device 26 via lines 30 and 32 shown in broken lines in FIG. 1. In addition, the control device 26 has entered the network topology of the gas network 10, i.e.
  • dash-dotted electrical lines 34 are indicated which run from the network components 18 to 24 to the control device 26 and transmit signals to the control device 26 which characterize the respective setting of the components 18 to 24.
  • the flow state of the network 10 is calculated, i.e. the course of the flow velocity of the gas along the lines 12 of the network 10.
  • the pressure state of the network 10 can also be calculated.
  • the flow state of the network 10 determined in block 38 can now be used to determine the new quality curve resulting after a predetermined time interval divided into computing time steps.
  • the network points characterizing certain gas qualities must be shifted according to the initial quality curve by a distance in the flow direction which corresponds to the local flow velocity at these network points times the computing time step resulting from the flow state.
  • the gas mixture is determined at junctions of pipes 12 in accordance with the confluent gas flows. In the case of feeds (entry points 14), the measured gas qualities are "pushed" into the long-distance gas network 10.
  • a diagram is shown to the right of the block representing the quality profile determinations, which represents the local profile of the gas quality Q along a path x along a pipe 12.
  • the double arrow connecting blocks 38 and 40 shows the effect of the new quality curve on the flow state to be determined next; the change in the gas quality in the lines 12 also results in a change in the compressibility number indicating the non-ideal behavior of the gases, since this depends on the gas composition.
  • the standard density of the gas changes accordingly.
  • the new flow state determined in this way is now used as the basis for determining the quality curve after the next computing time step, etc.
  • the one currently in the lines 12 prevailing gas quality curve can be determined. Comparison with setpoints for the quality curve along the lines 12 gives reference values for the network control (block 44). Since the gas quality can be tracked at arbitrarily selected network points by the method according to the invention, there is the possibility by appropriate control measures of the network 10 to ensure that the gas quality at predetermined network points, for example in the case of a larger customer with strict gas quality requirements, is kept within predetermined limits , whereas larger gas quality fluctuations are permitted at other network points.
  • the take-off point 16 ′ in FIG. 1, which lies behind the mixing station 22, can be supplied with constant gas quality, for example, independently of the other take-off points 16.
  • dash-dot-dot lines indicate control lines 46 which lead from block 44 of control device 26 to network components 18 to 24 representing the actuators.
  • the electrical lines 46 as well as the electrical lines 30 and 32 are designed for remote control transmission of the control signals or the measurement signals.
  • a corresponding warning signal can be issued by the control device 26 to the corresponding customer, symbolized in FIG. 1 by an output from block 44 Arrow 50.
  • the associated flow state is in turn calculated from this gas quality curve, whereupon the gas quality curve is determined after a further computing time interval has elapsed.
  • the time behavior of the gas quality curve can be determined during a forecast interval composed of a large number of computing time intervals. If one picks out a single network point, for example a take-off point 16, the probable progression of the gas quality at this point can be determined from the data obtained. This is indicated in FIG. 1 by the diagram next to block 56, which represents the gas quality Q at a network point as a function of time t.
  • the long-distance gas network 10 can be controlled accordingly. If the deviation is so large that compensation no longer appears possible, a warning signal, more precisely a prewarning signal, can in turn be sent to the corresponding customer, which includes both the extent of the change in gas quality and the time at which the change occurred.
  • a reference value for the amount of gas used is determined from the measured gas volume with the aid of a volume corrector with a constant set compressibility number and is used as the basis for heat billing.
  • the determined gas quantity value is subject to errors.
  • Another error in the heat quantity accounting stems from the fact that, instead of the calorific value that changes with the gas composition, a constant calorific value is used as a basis for the calculation.
  • the current quality curve for example during a billing period, from which the time curve of the gas quality is derived from a time take point 16 and from this also the time course of the value for the compressibility number and the calorific value can be easily determined. From the measured values for the currently used gas volume or for the gas quantity determined by means of the volume corrector, the data required for the exact determination of the total amount of heat consumed is thus obtained.
  • the block diagram in FIG. 2 can also be used.
  • the device 126 shown here is in turn connected via the electrical lines 30 and 32 to the long-distance gas network, which has been omitted in FIG. 2 for the sake of simplicity.
  • the block 128 in FIG. 2 corresponding to block 28 in FIG. 1 symbolizes the collection of the accounting measurement data, i.e. the measurement data accruing during the accounting period.
  • These measurement data can either be transmitted to the device 126 immediately after the measurement or can also be buffered, e.g. in the form of x-t recorder curves, which is particularly advantageous when the take-off points 16 are widely scattered over the network.
  • the time profile of the gas quality Q at the customer during the billing period T is again determined iteratively. This is done in turn by determining from a starting flow state a first flow state after a computing time interval has elapsed (block 138), the computing time interval being small compared to the billing period T. From this flowing state, the associated gas quality curve is now calculated in block 140 and then the flowing state after another computing time interval has elapsed, etc. the time behavior of the gas quality along the lines of the network, from which the time course of the gas quality of a specific line point, that is to say the corresponding take-off point, can be determined (block 156). In addition to block 156, the time profile of the gas quality Q during the billing time interval T is shown diagrammatically.
  • the amount of heat removed in block 180 can be calculated with sufficient accuracy in accordance with the above explanations for FIG. 1 from the time profile of the gas quality at the customer and the measured time profile of the removed gas volumes.
  • control signals for the network control determined from the comparison with the setpoints according to block 42 in block 44 can still be checked for their effectiveness before being given to the actuators of the network 10, in that the effect of this Signals on the future flow conditions or the future gas qualities can be estimated in a simulation calculation.
  • This is indicated by the broken arrow 82, which connects the blocks 44 and 52 to one another.

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Abstract

Es wird ein Verfahren zur Steuerung eines Ferngasnetzes (10) vorgeschlagen, wobei man an den Einspeisepunkten (14) des Netzes (10) die Gasmasse und die Gasqualität des eingespeisten Gases und an wenigstens einem Teil der Abnahmepunkte (16) des Netzes (10) die abgenommene Gasmenge oder Gasvolumen mißt und dann aus den so erhaltenen Meßwerten und der Netzgeometrie den momentanen oder zukünftigen Gasqualitätsverlauf entlang der Leitungen ermittelt bzw. abschätzt und nach einem Vergleich mit einem Sollverlauf der Gasqualität, insbesondere an ausgewahlten Netzpunkten, wie z.B. Abnahmepunkten (16), das Netz (10) entsprechend nachregelt dun Abgabe von Steuersignalen an Netzstellglieder (18 bis 24). Das Verfahren stellt sicher, daß die Gasqualitätsschwankungen im gesamten Netz oder lokal im Bereich ausgewahlter Abnehmer relativ konstant gehalten werden kann, selbst wenn Gase mit zeitlich stark schwankenden Gasqualitäten in das Netz (10) eingespeist werden.

Description

  • Bei der Gasförderung fallen Gase unterschiedlicher Gasqualität, insbesondere Gase mit niedrigem Brennwert (L-Gas) und Gase mit hohem Brennwert (H-Gas) an, die häufig in demselben Gasnetz, ggf. Ferngasnetz, zu transportieren und zu verteilen sind. Möglicherweise kommen in Zukunft synthetische Gase und Gase aus der Kohlevergasung hinzu mit wiederum abweichender Gasqualität. Schwankende Gasqualitäten des eingespeisten Gases und Mischungen beim Zusammenführen von Gasströmen können zu einem ständigen Wechsel der Gasqualitäten im Ferngasnetz und damit zu wechselnder Gasqualität bei den Gasabnehmern führen. Größere Schwankungen der Qualität des abgenommenen Gases müssen vermieden werden, da insbesondere bei industrieller Verwertung des Gases Betriebsprobleme auftreten. Verträge mit Gasabnehmern enthalten daher häufig Regelungen über obere und untere Grenzen für Brennwert und/oder Wobbezahl des gelieferten Gases. Da ferner bei den Abnehmern im allgemeinen nur die abgenommene Gasmenge bzw. Gasvolumen gemessen wird, ergeben sich größere Fehler bei der Wärmemengenabrechnung mit dem Gasabnehmer.
  • Die Aufgabe der Erfindung liegt demgegenüber darin, ein Verfahren zur Steuerung eines Ferngasnetzes bereitzustellen, welches Schwankungen der Gasqualität im Netz, insbesondere an ausgewählten Netzpunkten, wie z.B. Abnahmepunkten, zumindest verringert.
  • Diese Aufgabe wird dadurch gelöst, daß man
    • a) an den Einspeisepunkten des Netzes die Gasquantität und die Gasqualität des eingespeisten Gases mißt;
    • b) an wenigstens einem Teil der Abnahmepunkte des Netzes die abgenommene Gasquantität, insbesondere das Gasvolumen, mißt;
    • c) aus den gemäß a) und b) erhaltenen Meßwerten und der Netzgeometrie, insbesondere den Leitungslängen- und querschnitten den momentanen oder, unter Zugrundelegung von Prognosen über zukünftige Gasabnahmen einen zukünftigen Gasqualitätsverlauf entlang der Leitungen ermittelt;
    • d) den ermittelten Gasqualitätsverlauf mit einem Sollverlauf, insbesondere an ausgewählten Netzpunkten, wie z.B. Abnehmerpunkten, vergleicht und das Netz durch Abgabe entsprechender Steuersignale an Netzstellglieder, wie z.B. Mischstellen oder-Schieberstationen in Richtung einer Verringerung der Unterschiede zwischen ermitteltem Gasqualitätsverlauf und Sollverlauf steuert.
  • Es können folglich an den Einspeisepunkten bedenkenlos Gase stark unterschiedlicher Gasqualität eingespeist werden, da das Verfahren sicherstellt, daß zumindest diejenigen Abnehmer, die auf möglichst gleichbleibender Gasqualität angewiesen sind, Gas mit ausreichend konstanter Qualität angeboten bekommen. Da die Reaktion der Gasströmung auf Steuer- und Regeleingriffe relativ träge ist, wird neben dem momentanen Gasqualitätsverlauf auch bevorzugt der zukünftige Gasqualitätsverlauf abgeschätzt, so daß ausreichend Zeit bleibt entsprechende Steuerungsmaßnahmen zu treffen. Hervorzuheben ist, daß der apparative Aufwand zur Durchführung des Verfahrens relativ klein gehalten werden kann, da es im allgemeinen mit den üblicherweise in Gasnetzen vorhandenen Meßeinrichtungen durchführbar ist.
  • In den Fällen, in denen es trotz des erfindungsgemäßen Verfahrens nicht möglich ist einen zulässigen Schwankungsbereich der Gasqualität an einem Abnahmepunkt einzuhalten, beispielsweise deshalb, weil nicht genügend H-Gas zur Kompensation von Gas mit zu niedrigem Brennwert zur Verfügung steht, wird vorgeschlagen, daß man bei außerhalb des zulässigen Schwankungsbereichs liegenden Abweichungen des ermittelten Gasqualitätsverlaufs vom Sollverlauf, insbesondere an ausgewählten Netzpunkten, ein Vorwarnsignal an die betroffenen Abnehmer abgibt. Dieses Vorwarnsignal ermöglicht es dem Abnehmer seine Gasverbrauchseinrichtung z.B. seine Industrieöfen an die zu erwartende Gasqualität, insbesondere den Brennwert bzw. die Wobbezahl, anzupassen. Das Vorwarnsignal kann zu diesem Zweck sowohl die zu erwartende Gasqualität als auch ihr voraussichtliches zeitliches Eintreffen umfassen.
  • Das erfindungsgemäße Verfahren, welches lediglich Gasqualitätsmessungen an den Einspeisepunkten erfordert, liefert Informationen über die momentanen bzw. zu erwartenden Gasqualitäten an beliebigen Netzpunkten, so auch vor (und hinter) Mischstellen innerhalb des Netzes. Aus den ermittelten Gasqualitäten vor einer Mischstelle kann ein Stellsignal für ein Stellglied, insbesondere Regelschieber der Mischstelle zur Konstanthaltung der Gasqualität hinter der Mischstelle abgeleitet werden.
  • Zusätzlich oder unabhängig von der erfindungsgemäßen Steuerung des Gasnetzes kann zur näherungsweise Berechnung der an einem Abnahmepunkt während eines Abrechnungszeitraumes abgenommenen Wärmemenge vorgesehen sein, daß man aus den während des Abrechnungszeitraumes mehrfach ermittelten Gasqualitätsverläufen entlang der Leitung für den Abnahmepunkt den Zeitverlauf der Gasqualität des dort während des Abrechnungszeitraumes zur Verfügung stehenden Gases ermittelt und daß man an diesem Abnahmepunkt den Zeitverlauf der während des Abrechnungszeitraumes abgenommenen Gasquantität mißt. Aus beiden Zeitverläufen läßt sich durch entsprechende' Produktbildung die Abgabewärmemenge ausreichend genau errechnen. Für den Fall, daß man als Gasquantität das Gasvolumen (Betriebsvolumen) mißt, wird vorgeschlagen, daß man aus dem ermittelten Zeitverlauf der Gasqualität an diesem Abnahmepunkt den Zeitverlauf der Kompressibilitätszahl und vorzugsweise auch der Normdichte ermittelt, so daß sich die abgenommene Gasmenge (Normvolumen) bzw. Gasmasse bestimmen läßt. Die am Abnahmepunkt fortwährend ermittelten Meßwerte für die Gasquantität können entweder simultan an eine Datensammeleinrichtung übertragen werden, oder am Abnahmepunkt bis zum Ende des Abrechnungszeitraumes zwischengespeichert werden. In ersterem Falle können die Meßwerte auch zur Ableitung von Stellsignalen dienen und simultan einer Steuereinrichtung für das Gasnetz zugeführt werden.
  • Die Erfindung wird im folgenden-anhand der Zeichnung beispielsweise erläutert. Es zeigt:
    • Fig. 1 im Blockdiagramm Verfahrensschritte des erfindungsgemäßen Steuerungsverfahrens eines schemaartig angedeuteten Ferngasnetzes und
    • Fig. 2 im Blockdiagramm Verfahrensschritte bei der erfindungsgemäßen thermischen Gasabrechnung.
    • Das in Fig. 1 oben schematisch angedeutete Ferngasnetz (Gasnetz im Hochdruckbereich) 10 besteht aus einem verzweigten System aus Leitungen 12 mit Einspeisepunkten 14 (durch zwei konzentrische Kreise symbolisiert) und Abnahmepunkten 16 (symbolisiert durch einen einfachen Kreis). In die Leitungen 12 sind Kompressoren 18, Druck/Fluß-Regler 20, eine Mischstation 22 sowie ein Schieber 24 eingeschaltet. Es sind selbstverständlich auch andere Netzkonfigurationen möglich.
  • Das an den Einspeisepunkten 14 eingespeiste Erdgas oder in Zukunft auch synthetische Gas bzw. Gas aus einer Kohlevergasungsanlage wird in mehr oder weniger stark unterschiedlicher Gasqualität angeliefert. Hierbei bezieht sich der Ausdruck "Gasqualität" in erster Linie auf den Brennwert des Gases. Die Gasqualität kann auch alternativ oder zusätzlich charakterisiert sein durch die Wobbezahl (Brennwert : γ aus der Dichte), die Normdichte und durch die sich aus einer Gasanalyse ergebenden Volumenanteile an H2, CH4, C02, N2' C2, H6, höheren Kohlenwasserstoffen etc.
  • In einer Grobeinteilung wird das Erdgas in L-Gas mit niedrigem Brennwert und H-Gas mit hohem Brennwert eingeteilt.
  • In die Einspeisepunkte 14 werden Gase eingespeist, deren Herkunft mit der Zeit wechselt.-Die damit verbundene Gasqualitätsänderung des Gases im Fernleitungsnetz 10 kann zu größeren Problemen führen, insbesondere bei Großabnehmern, die auf gleichbleibende Gasqualität angewiesen sind, beispielsweise deshalb, weil auf einen Brennwert bzw. eine Wobbezahl genau eingestellte Industrieöfen eingesetzt werden. Durch Gasqualitätsmessungen an den Abnahmepunkten könnte man zwar prinzipiell derartige Gasqualitätsschwankungen des abgenommenen Gases messen und dementsprechend die erforderlichen Maßnahmen beim Abnehmer treffen; der Aufwand dieser z.B. mit geeichten Kalorimetern durchzuführenden Gasqualitätsmessungen ist jedoch für den Normalfall zu hoch. Beim Abnehmer wird in der Regel lediglich die Gasmenge (Normvolumen) bzw. das Gasvolumen (Betriebsvolumen) für die spätere thermische Gasabrechnung des Gaswerks mit dem Abnehmer gemessen. Das erfindungsgemäße Steuer- bzw. Regelverfahren erfordert derartige Gasqualitätsmessungen lediglich an den Einspeisepunkten 14. Ferner müssen an den Einspeisepunkten 14 sowie an den Abnahmepunkten 16 die eingespeisten bzw. abgegebenen Gasquantitäten (Gasmengen bzw. Gasvolumina) gemessen und sämtliche Meßwerte einer Steuereinrichtung 26 zugeführt werden, die in - Fig. 1 durch ein Blockschema repräsentiert wird. Dieser Steuereinrichtung 26 werden über in Fig. 1 strichpunktiert dargestellte Leitungen 30 und 32 die Meßwerte der Abgabepunkte (abgegebene Gasquantitäten) und der Einspeisepunkte 14 (eingespeiste Gasqualitäten und -quantitäten) zugeführt. Daneben ist der Steuereinrichtung 26 die Netztopologie des Ferngasnetzes 10 eingegeben, also Lage und technische Daten (Länge, Querschnitt usw.) der Rohrleitungen 12 und Lage und technische Daten der Kompressoren 18, des Schiebers 24, der Druck/Fluß-Regler 20 und der Mischstation 22. In Fig. 1 sind strichpunktiert gezeichnete elektrische Leitungen 34 angedeutet, die von den Netzkomponenten 18 bis 24 zur Steuereinrichtung 26 verlaufen und Signale an die Steuereinrichtung 26 übermitteln, die die jeweilige Einstellung der Komponenten 18 bis 24 charakterisieren.
  • Ausgehend von den im Block 28 gesammelten Meßdaten sowie der Netztopologie incl. der aktuellen Einstellung der Netzkomponenten wird der Fließzustand des Netzes 10 berechnet, d.h. der Verlauf der Fließgeschwindigkeit des Gases entlang der Leitungen 12 des Netzes 10. Neben dieser Berechnung des Fließzustands, in Fig. 1 durch den Block 38 symbolisiert, kann auch der Druckzustand des Netzes 10 errechnet werden.
  • Es ist nun von Interesse, wie sich die Gasqualität Q entlang der Leitungen 12 verteilt. Ausgehend von einem bekannten Anfangs-Qualitätsverlauf kann nun mit Hilfe des im Block 38 ermittelten Fließzustandes des Netzes 10 der sich nach Ablauf eines vorgegebenen in Rechenzeitschritte unterteilten Zeitintervalls ergebende neue Qualitätsverlauf ermittelt werden. Hierzu müssen die bestimmte Gasqualitäten kennzeichnenden Netzpunkte gemäß dem Anfangsqualitätsverlauf um eine Wegstrecke in Strömungsrichtung verschoben werden, die der sich aus dem Fließzustand ergebenden lokalen Strömungsgeschwindigkeit an diesen Netzpunkten mal dem Rechenzeitschritt entspricht. An Zusammenführungen von Rohrleitungen 12 wird die Gasmischung entsprechend den zusammenfließenden Gasströmen bestimmt. Bei Einspeisungen (Einspeisepunkte 14) werden die gemessenen Gasqualitäten in das Ferngasnetz 10 "geschoben". Rechts neben dem mit 40 bezeichneten, die Qualitätsverlaufsermittlungen darstellenden Block ist ein Diagramm dargestellt, welches den örtlichen Verlauf der Gasqualität Q längs eines Weges x entlang einer Rohrleitung 12 darstellt.
  • Der die Blöcke 38 und 40 verbindende Doppelpfeil zeigt die Rückwirkung des neuen Qualitätsverlaufs auf den als nächstes zu ermittelten Fließzustand auf; die Änderung der Gasqualität in den Leitungen 12 hat nämlich auch eine Änderung der das nichtideale Verhalten der Gase angebenden Kompressibilitätszahl zur Folge, da diese von der Gaszusammensetzung abhängt. Dementsprechend ändert sich auch die Normdichte des Gases. Der somit bestimmte neue Fließzustand wird nun der Ermittlung des Qualitätsverlaufes nach Ablauf des nächsten Rechenzeitschrittes zugrunde gelegt usw.
  • Auf diese Weise kann jeweils der momentan in den Leitungen 12 herrschende Gasqualitätsverlauf ermittelt werden. Durch Vergleich mit Sollwerten für den Qualitätsverlauf entlang der Leitungen 12 erhält man Anhaltswerte für die Netzsteuerung (Block 44). Da durch das erfindungsgemäße Verfahren die Gasqualität an beliebig ausgewählten Netzpunkten verfolgt werden kann, besteht die Möglichkeit durch entsprechende Steuerungsmaßnahmen des Netzes 10 zu erreichen, daß die Gasqualität an vorgegebenen Netzpunkten, z.B. bei einem größeren Abnehmer mit strengen Anforderungen an die Gasqualität in vorgegebenen Grenzen gehalten wird, wohingegen an anderen Netzpunkten größere Gasqualitätsschwankungen zugelassen werden. Der Abnahmepunkt 16' in Fig. 1, der hinter der Mischstation 22 liegt, kann beispielsweise mit konstanter Gasqualität beliefert werden, unabhängig von den anderen Abnahmepunkten 16.
  • In Fig. 1 sind mit Strich-Punkt-Punkt-Linien Steuerleitungen 46 angedeutet, die vom Block 44 der Steuereinrichtung 26 zu den Stellglieder darstellenden Netzkomponenten 18 bis 24 führen. Die elektrischen Leitungen 46 ebenso wie die elektrischen Leitungen 30 und 32 sind zu fernwirktechnischen Übertragung der Steuersignale bzw. der Meßsignale ausgebildet.
  • Für den Fall, daß trotz entsprechender Steuerungsmaßnahmen ein Abweichen der Gasqualität an-einem Abnahmepunkt von einem vorgegebenen zulässigen Qualitätsintervall unvermeidlich ist, kann ein entsprechendes Warnsignal von der Steuereinrichtung 26 an den entsprechenden Abnehmer abgegeben werden, in Fig. 1 symbolisiert durch einen vom Block 44 abgehenden Pfeil 50.
  • Aufgrund der Trägheit des Steuer- und Regelsystems des Netzes 10 ist es sehr vorteilhaft auch zukünftige Gasqualitätsverläufe näherungsweise zu ermitteln. Die hierzu erforderlichen Verfahrensschritte sind in Fig. 1 durch Blöcke mit unterbrochener Umfangslinie angedeutet. An dem mit dem Block 40 gekennzeichneten Verfahrensschritt des zuvor beschriebenen, lediglich momentane Qualitätsverläufe berück- sichtigenden Steuerungsverfahrens schließt sich nunmehr ein Block 52 an, der die Ermittlung zukünftiger Fließzustände darstellt. Die hierfür erforderliche, aus der statistischen Auswertung zurückliegender Abnahmezeiträume gewonnene Abnahmeprognose wird vom Block 54 dem Block 52 zugeführt. Aus dem gemäß Block 52 ermittelten Fließzustand nach Ablauf eines Rechenzeitintervalls kann durch entsprechende Verschiebung der bestimmte Gasqualitäten kennzeichnenden Netzpunkte der Gasqualitätsverlauf zu diesem Zeitpunkt bestimmt werden (Block 56). Wie der Doppelpfeil zwischen den Blöcken 52 und 56 anzeigt, wird aus diesem Gasqualitätsverlauf wiederum der zugeordnete Fließzustand berechnet, woraufhin der Gasqualitätsverlauf nach Ablauf eines weiteren Rechenzeitintervalls bestimmt wird. Auf diese Weise läßt sich das Zeitverhalten des Gasqualitätsverlaufs während eines aus einer Vielzahl von Rechenzeitintervallen zusammengesetzten Prognoseintervalls ermitteln. Greift man einen einzelnen Netzpunkt, z.B. einen Abnahmepunkt 16 heraus, so läßt sich aus den gewonnenen Daten der voraussichtliche zeitliche Verlauf der Gasqualität an diesem Punkte ermitteln. Dies ist in Fig. 1 durch das Diagramm neben dem Block 56 angedeutet, welches die Gasqualität Q an einem Netzpunkt in Abhängigkeit von der Zeit t darstellt.
  • Weicht nun die prognostizierte Gasqualität an einem vorbestimmten Abnahmepunkt von einem Sollwert bzw. von einem Sollintervall ab, so kann dementsprechend das Ferngasnetz 10 gesteuert werden. Falls die Abweichung so groß ist, daß eine Kompensation nicht mehr möglich erscheint, kann wiederum ein Warnsignal, genauer gesagt ein Vorwarnsignal, an den entsprechenden Abnehmer abgegeben werden, welches sowohl das Ausmaß der Änderung der Gasqualität als auch den Zeitpunkt des Eintretens der Änderung umfaßt.
  • Der ständige Wechsel der Gasqualitäten im Ferngasnetz und damit an den Abnahmepunkten 16 führt auch zu Problemen bei der Gaskundenabrechnung. Die Abrechnung für Gasabnehmer erfolgt nach Wärmemengen (= Gasmenge Brennwerte). Die Abnehmermessung des Brennwertes mit geeichten Kalorimetern sowie der exakten Gasmenge ist sehr aufwendig und kommt daher nur bei sehr großen Gasabnehmern in Betracht. Bei mittleren und kleineren Gasabnehmern lohnt sich der Investitions- und Betriebskostenaufwand nicht. Bei diesen Abnehmern erfolgt im allgemeinen lediglich eine Messung - des Gasvolumens (= Betriebsvolumen VB [m3]). Eine exakte Berechnung der Gasmenge (= Normvolumen VN[m3]) aus dem Gasvolumen erfolgt über die Beziehung:
    Figure imgb0001
    wobei p der aktuelle Druck in bar, p der Normaldruck in bar, T die aktuelle Temperatur in Grad°K, TN die Normtemperatur in Grad°K und K die von Druck, Temperatur und Gasqualität abhängende Kompressibilitätszahl ist.
  • Üblicherweise wird bei den mittleren und kleineren Gasabnehmern aus dem gemessenen Gasvolumen mit Hilfe eines Mengenumwerters mit konstant eingestellter Kompressibilitätszahl ein Anhaltswert für die verbrauchte Gasmenge ermittelt und der Wärmeabrechnung zugrundegelegt. Da die Kompressibilitätszahl jedoch tatsächlich entsprechend der wechselnden Gaszusammensetzung variiert, ist der ermittelte Gasmengenwert mit Fehlern behaftet. Ein weiterer Fehler bei der Wärmemengenabrechnung rührt daher, daß an Stelle des sich mit der Gaszusammensetzung ändernden Brennwertes der Einfachheit halber ein konstanter Brennwert der Berechnung zugrundegelegt wird. Das Steuerverfahren gemäß Fig. 1 liefert nun entsprechend dem Block 40 den momentanen Qualitätsverlauf, z.B. während eines Abrechnungszeitraumes, woraus sich der zeitliche Verlauf der Gasqualität an einem Abnahmepunkt 16 und hieraus auch der zeitliche Verlauf des Wertes für die Kompressibilitätszahl sowie des Brennwertes ohne weiteres ermitteln läßt. Man erhält somit aus den Meßwerten für das jeweils momentan verbrauchte Gasvolumen bzw. für die mittels des Mengenumwerters ermittelte Gasmenge die notwendigen Daten zur genauen Ermittlung der insgesamt verbrauchten Wärmemenge.
  • Der in diesem Zusammenhange verwendete Begriff Gasquantität faßt die ineinander umrechenbaren Größen Gasvolumen, Gasmenge und Gasmasse (= Normdichte Gasmenge) zusammen.
  • Sofern es nur auf die genaue Gasabrechnung ankommt und nicht auf eine Steuerung des Ferngasnetzes 10 gemäß Fig. 1, kann auch gemäß dem Blockdiagramm in Fig. 2 vorgegangen werden. Die hier gezeigte Vorrichtung 126 ist wiederum über die elektrischen Leitungen 30 und 32 mit dem Ferngasnetz verbunden, welches der Einfachheit halber in Fig. 2 weggelassen worden ist. Der dem Block 28 in Fig. 1 entsprechende Block 128 in Fig. 2 symbolisiert die Sammlung der Abrechnungsmeßdaten, d.h. der im Abrechnungszeitraum anfallenden Meßdaten. Diese Meßdaten können entweder unmittelbar nach der Messung an die Vorrichtung 126 übertragen werden oder auch zwischengespeichert werden, z.B. in Form von x-t-Schreiber-Kurven, was insbesondere bei über das Netz weit verstreuten Abnahmepunkten 16 von Vorteil ist.
  • Aus diesen Abrechnungsmeßdaten wird wiederum iterativ der Zeitverlauf der Gasqualität Q beim Abnehmer während des Abrechnungszeitraumes T ermittelt. Dies geschieht wiederum dadurch, daß von einem Anfangsfließzustand aus ein erster Fließzustand nach Ablauf eines Rechenzeitintervalls bestimmt wird (Block 138) , wobei das Rechenzeitintervall klein ist gegenüber dem Abrechnungszeitraum T. Aus diesem Fließzustand wird nun im Block 140 der zugeordnete Gasqualitätsverlauf berechnet und anschließend der Fließzustand nach Ablauf eines weiteren Rechenzeitintervalls usw. Man erhält so das zeitliche Verhalten der Gasqualität längs der Leitungen des Netzes, woraus sich ohne weiteres der Zeitverlauf der Gasqualität eines bestimmten Leitungspunktes also des entsprechenden Abnahmepunktes ermitteln läßt (Block 156). Neben dem Block 156 ist der Zeitverlauf der Gasqualität Q während des Abrechnungszeitintervalls T diagrammartig dargestellt.
  • Aus dem so ermittelten Zeitverlauf der Gasqualität beim Abnehmer und dem gemessenen Zeitverlauf der abgenommenen Gasvolumina läßt sich entsprechend den vorstehenden Erläuterungen zu Fig. 1 die abgenommene Wärmemenge im Block 180 mit ausreichender Genauigkeit errechnen.
  • Zur Ferngasnetzsteuerung gemäß Fig. 1 ist noch nachzutragen, daß die aus dem Vergleich mit den Sollwerten gemäß Block 42 im Block 44 ermittelten Stellsignale für die Netzsteuerung vor Abgabe an die Stellglieder des Netzes 10 noch auf ihre Wirksamkeit überprüft werden können, in dem die Auswirkung dieser Signale auf die zukünftigen Fließzustände bzw. die zukünftigen Gasqualitäten in einer Simulationsrechnung abgeschätzt werden. Dies ist durch den unterbrochenen Pfeil 82 angedeutet, der die Blöcke 44 und 52 miteinander verbindet.

Claims (6)

1. Verfahren zur Steuerung eines Gasnetzes, insbesondere im Hochdruckbereich, dadurch gekennzeichnet, daß man
a) an den Einspeisepunkten des Netzes die Gasquantität und die Gasqualität des eingespeisten Gases mißt;
b) an wenigstens einem Teil der Abnahmepunkte des Netzes die abgenommene Gasquantität insbesondere das Gasvolumen mißt,
c) aus den gemäß a) und b) erhaltenden Meßwerten und der Netzgeometrie, insbesondere'den Leitungslängen und Querschnitten, den momentanen oder, unter Zugrundelegung von Prognosen über zukünftige Gasabnahme, einen zukünftigen Gasqualitätsverlauf entlang der Leitungen ermittelt und
d) den ermittelten Gasqualitätsverlauf mit einem Sollverlauf, insbesondere an ausgewählten Netzpunkten, wie z.B. Abnahmepunkten, vergleicht und das Netz durch Abgabe entsprechender Steuersignale an Netzstellglieder, wie z.B. Mischstellen und Schieber, in Richtung einer Verringerung der Unterschiede zwischen ermitteltem Gasqualitätsverlauf und Sollverlauf steuert.
2. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß man bei außerhalb eines zulässigen Schwankungsbereichs liegenden Abweichungen des ermittelten Gasqualitätsverlaufs vom Sollverlauf, insbesondere an ausgewählten Netzpunkten, Vorwarnsignale an die be- - treffenden Abnehmer abgibt.
3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, daß man aus den ermittelten Gasqualitäten vor einer Mischstelle ein Stellsignal für ein Stellglied, insbesondere Regelschieber, der Mischstelle zum Konstanthalten der Gasqualität hinter der Mischstelle ableitet.
4. Verfahren, insbesondere nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß man zur hinreichend genauen Berechnung der an einem Abnahmepunkt während eines Abrechnungszeitraumes abgenommenen Wärmemenge aus dem während des Alrechnungszeitraumes mehrfach ermittelten Gasqualitätsverlauf entlang der Leitungen für diesen Abnahmepunkt den Zeitverlauf der Gasqualität des dort während des Abrechnungszeitraumes zur Verfügung gestandenen Gases ermittelt, und daß man an diesem Abnahmepunkt den Zeitverlauf der während des Abrechnungszeitraumes abgenommenen Gasquantität mißt.
5. Verfahren nach Anspruch 4, dadurch gekennzeichnet, daß man an diesem Abnahmepunkt den Zeitverlauf des während des Abrechnungszeitraumes abgenommenen Gasvolumens mißt und daß man aus dem ermittelten Zeitverlauf der Gasqualität an diesem Abnahmepunkt den Zeitverlauf der Kompressibilitätszahl und vorzugsweise auch der Normdichte ermittelt zur Bestimmung der abgenommenen Gasmenge bzw. Gasmasse.
6. Verfahren nach Anspruch 5, dadurch gekennzeichnet, daß man aus dem ermittelten Zeitverlauf der Gas- .qualität an diesem Abnahmepunkt den Zeitverlauf des Brennwertes des abgenommenen Gases ermittelt.
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