1 Облік і небаланс газу
Федеральний закон № 261 «Про енергозбереження і про підвищення енергетичної ефективності і про внесення змін до окремих законодавчих актів Російської Федерації», Передбачає повсюдне вимір споживаного газу і комунальних ресурсів у споживача. Установка приладів обліку підвищує прозорість розрахунків за спожиті енергоресурси і забезпечує можливості для їх реальної економії, перш за все - за рахунок кількісної оцінки ефекту від проведених заходів з енергозбереження, дозволяє визначити втрати енергоресурсів на шляху від джерела до споживача.
Основними цілями обліку витрати газу є:
- Отримання підстав для розрахунків між постачальником, газотранспортною організацією (ГТО), газорозподільної організацією (ГРО) і покупцем (споживачем) газу, відповідно до договорів поставки і надання послуг з транспортування газу.
- Контроль за видатковими і гідравлічними режимами систем газопостачання.
- Аналіз і оптимальне керування режимами поставки і транспортування газу.
- Складання балансу газу в газотранспортній і газорозподільній системах.
- Контроль за раціональним і ефективним використанням газу.
Центральними питаннями при обліку природного газу є достовірність обліку та забезпечення збігу результатів вимірювання на вузлах обліку постачальника і споживачів: приведений до стандартних умов обсяг газу, відпущений постачальником, має дорівнювати сумі приведених до стандартних умов обсягів газу, отриманих усіма споживачами. Останнє завдання називається зведенням балансів в межах стійкої структури газорозподілу.
Слід зазначити відмінність, що існує між вимірюванням витрати та кількості газу, і їх обліком. На відміну від результатів вимірювань, завжди містять похибку (невизначеність), облік здійснюється між постачальником і споживачем по взаємоузгоджених правилами, що забезпечує формування значення обсягу природного газу в умовах, що не містять ніякої невизначеності.
При переміщеннях газу від УУГ постачальника (на ГРС) до УУГ (див. Рис. 1,) споживача його температура змінюється в результаті взаємодії з трубопровідною мережею МРВ. Значення температури на вході в УУГ споживача носять випадковий характер, пов'язаний зі змінами температури середовища, що оточує трубопроводи МРВ і споживача (повітря, підземний грунт, підводні дюкери, опалювальні і не опалювальні приміщення і т.д.).
Малюнок 1. Логістика природного газу в Єдиній системі газопостачання Використовувані при обліку газу значення обсягів, приведених до стандартних умов, передбачають рівність відпущеного і спожитого обсягу газу, незалежно від його температури або, пов'язаного з нею, тиску. Однак наявність між постачальником і споживачем газу трубопровідної мережі, що є джерелом або споживачем тепла, може в звітний період порушити зазначений баланс газу з причин, не залежних як від постачальника і споживача, так і від транспортувальника газу (ГРО).
У разі, коли погодні, кліматичні або інші випадкові умови призводять до того, що температура газу, виміряна у всіх або більшої частини споживачів вище, ніж виміряна постачальником на ГРС, з'являється позитивний небаланс газу, який юридично неможливо віднести на збитки кожної зі сторін - учасників договору поставки і транспортування газу.
Основними принципами організації обліку газу, що дозволяють мінімізувати втрати в Єдиній системі газопостачання, є:
- поуровневого вузловий облік, включаючи ГДО і кінцевих споживачів;
- ієрархічне зміна вимог до похибки вимірювань на кожному рівні;
- повсюдний облік у кінцевих споживачів;
- централізація і автоматизація збору даних про фактичне споживання з усіх рівнів.
Прилади обліку найвищої точності повинні встановлюватися на державну виконавчу службу і на виходах з магістральних газопроводів (МГ), тобто на ГРС.
Оснащення вузлів обліку також має виконуватися з урахуванням їх рівня.
На нижньому рівні істотно зростають вимоги до збільшення діапазону вимірювань приладів.
При вимірюванні витрати газу менше 10 м³ / год застосовують лічильники з механічною (електронної) температурною компенсацією. Якщо максимальне значення витрати газу на вузлі обліку перевищує 10 м³ / год, то лічильник повинен бути забезпечений електронним коректором, який забезпечує реєстрацію імпульсів, що надходять від лічильника, вимірює температуру газу і обчислює обсяг газу, приведений до стандартних умов. При цьому застосовують умовно-постійні значення тиску і коефіцієнта стисливості газу.
Діафрагмові лічильники газу, прості і надійні в експлуатації, доцільно встановлювати в газових мережах з максимальним надлишковим тиском, що не перевищує 0,05 МПа (включаючи мережі низького тиску - 0,005 МПа).
Якщо обсяги транспортування газу перевищують 200 млн. М³ на рік (приведених до стандартних умов), для підвищення надійності та достовірності вимірювань об'єму газу, рекомендується застосовувати дублюючі СІ, що працюють, як правило, на різних принципах вимірювання.
На вузлах вимірювання з максимальною об'ємною витратою газу більше 100 м³ / год, при будь-якому надмірному тиску і в діапазоні зміни об'ємної витрати від 10 м³ / год до 100 м³ / год, при надлишковим тиском понад 0,005 МПа вимірювання об'єму газу проводять тільки з використанням обчислювачів або коректорів об'єму газу.
Перетворювачі витрати з автоматичною корекцією обсягу газу тільки по його температурі застосовують при надмірному тиску не більше 0,05 МПа і об'ємної витрати не більше 100 м³ / год.
При відсутності у лічильника температурного компенсатора, приведення об'єму газу до стандартних умов виконують згідно спеціальними методиками, затвердженими в установленому порядку.
| {!LANG-6734b0481c22c022c69fe50f0b0aafea!} | {!LANG-9d36a48b64c54464ff84fbe3967626c0!} | |||
|---|---|---|---|---|
| {!LANG-f82e4ee1a6c4cb6af383dff816582aca!} | {!LANG-67b620af1386cca99b082b807e3715f8!} | {!LANG-db972407e45e4a142c81f5c0ee120351!} | {!LANG-abfa292a79f639d1c1c09bbfa93ac773!} | |
| {!LANG-22238e267312064dd14995b4b3d7ac2f!} | 3 | 100 | 0,05 | {!LANG-3861278c60c093a448b0f6570e45f405!} |
| {!LANG-4a30200ca206212f8dc3f15d7b037679!} | 3 {!LANG-83b215b2cbd0263081a50d508843eba5!} 2,5 {!LANG-00687acbd7506fca79a6efe832f5c240!} |
1000 | 0,3 | {!LANG-403454f472d2f83e9bafa0b4c3186d96!} |
| {!LANG-97d6daeff1f241c69fe0906f942f769c!} | 2,5 {!LANG-61781c23106124fa054d65709097e3dc!} 1,5 {!LANG-4c3c7ab8e3d1c7d0c25f9a9a3ce52b37!} 1,0 {!LANG-d54c117f98f0a6ecd69d4455f440efee!} |
{!LANG-ddaca501ad1e9d3b6856b1610a4e5b82!} | {!LANG-bc63d776f0ffaaec3544803c32ded187!} | {!LANG-e45f08c6d45a4d713a6335918acf3297!} |
| ρ {!LANG-3dd3146145a24796a2eb13f90c8ce7b2!} | 2,5 {!LANG-48813f7caf9e93917066793016f08282!} 1,5 {!LANG-4c3c7ab8e3d1c7d0c25f9a9a3ce52b37!} 1,0 {!LANG-d54c117f98f0a6ecd69d4455f440efee!} |
{!LANG-ddaca501ad1e9d3b6856b1610a4e5b82!} | {!LANG-bc63d776f0ffaaec3544803c32ded187!} | {!LANG-dba2025dcf4e52108120a52994e175fa!} |
{!LANG-ce8b8b74b31d76063f5a3c36d5613a27!}
{!LANG-8d793f36a9ee3954a2356950d418fd74!}
{!LANG-b4105a8365f96fbf4ef90b1000a2102e!} {!LANG-425a3e9d228952d6bf6ae19e67d8ade4!}{!LANG-50af06b09806776b989ce2bf76a58e2e!} {!LANG-425a3e9d228952d6bf6ae19e67d8ade4!}{!LANG-89e37374c93f3367b32747367500ce74!} {!LANG-5c6d81c07f7c268ca6a5c4a9c829dd97!}{!LANG-50af06b09806776b989ce2bf76a58e2e!} {!LANG-5c6d81c07f7c268ca6a5c4a9c829dd97!}{!LANG-89e37374c93f3367b32747367500ce74!} {!LANG-8f898b22d33b4ae6b360ec4725a2d646!}{!LANG-50af06b09806776b989ce2bf76a58e2e!} {!LANG-8f898b22d33b4ae6b360ec4725a2d646!}{!LANG-0e2aeb68321db68c80c008d903847820!} ρ {!LANG-50af06b09806776b989ce2bf76a58e2e!} ρ СТ - робітники і стандартні значення обсягу, тиску, температури і щільності газу відповідно; k подст (k); {!LANG-5c6d81c07f7c268ca6a5c4a9c829dd97!} подст - підстановочні (робочі) значення коефіцієнта стисливості і тиску газу відповідно.
Похибки лічильників і вибір того чи іншого методу перерахунку безпосередньо впливають на небаланс газу. Застосування приладів підвищеного класу точності і електронних коректорів, що реалізують метод P, T, Z - перерахунку, дозволяє значно зменшити небаланс газу. Чим більше витрата, тим вище повинна бути точність застосовуваного приладу обліку (див. Табл. 1).
Аналіз метрологічних і експлуатаційних характеристик різних типів перетворювачів витрати показує, що найбільш прийнятними для комерційних вимірювань об'єму газу в мережах МРВ і у кінцевих споживачів є турбінні, діафрагмові і ротаційні лічильники. Невипадково турбінні й ротаційні лічильники газу провідних фірм-виробників застосовуються в якості майстер-лічильників в повірочних установках, оскільки мають малу похибку, вкладається в межах 0,3% (при зменшенні діапазону вимірювання).
Перетворимо (3) наступним чином
 |
(5) |
2.1 Облік впливу тиску на похибку приведення об'єму газу до стандартних умов ( Т ст \u003d Т{!LANG-50af06b09806776b989ce2bf76a58e2e!} k = 1)
| (6) | |
 |
(7) |
З урахуванням (6, 7) відносну похибку приведення виміряного робочого об'єму газу ( {!LANG-425a3e9d228952d6bf6ae19e67d8ade4!} {!LANG-425a3e9d228952d6bf6ae19e67d8ade4!} ст), обумовлену похибкою вимірювання (або відсутністю вимірювання) абсолютного тиску газу {!LANG-5c6d81c07f7c268ca6a5c4a9c829dd97!} раб \u003d {!LANG-5c6d81c07f7c268ca6a5c4a9c829dd97!} атм + {!LANG-5c6d81c07f7c268ca6a5c4a9c829dd97!} хат можна представити таким чином
| (8) |
Зі збільшенням надлишкового тиску в газопроводі і відхилення ΔP атм величина небалансу зростає. З метою зменшення небалансу газу вибір методу перерахунку робочого об'єму газу до стандартних умов слід проводити з урахуванням рекомендацій, наведених в табл. 1.
Для УУГ високого і середнього тиску від 0,05 до 1,2 МПа включно вимірювання тиску є обов'язковим із застосуванням коректорів об'єму газу, що реалізують P, T- або P, T, Z - перерахунок (див. Табл. 1). В цьому випадку відносна похибка приведення виміряного робочого об'єму газу (V раб) до стандартних умов ( {!LANG-425a3e9d228952d6bf6ae19e67d8ade4!} ст), обумовлюється похибкою застосовуваних датчиків абсолютного тиску і температури.
Для мереж з надлишковим тиском не більше 0,05 МПа і витратами не більше 100 м³ / год корекція по тиску недоцільна, тому що споживачами газу є, в основному, населення і комунально-побутовий сектор, а це становить десятки тисяч вузлів обліку, включаючи і квартирні лічильники. Оснащення цієї мережі кінцевих споживачів складними приладами з функціями вимірювання абсолютного тиску різко знижує надійність системи обліку в цілому і вимагає значних коштів на її підтримку, що надається економічно недоцільним. В цьому випадку для зниження небалансу при обліку газу рекомендується вводити поправки по тиску (див. Розд. 2.1.1).
У світовій практиці відомий випадок, коли Брітіш Газ (British Gas) був змушений демонтувати сотні тисяч ультразвукових лічильників і замінити їх на діафрагмові через низьку надійності системи і дорогого обслуговування.
2.1.1 Аналіз впливу тиску на похибку приведення об'єму газу до стандартних умов в мережах низького тиску
Надмірний тиск в мережах низького тиску повинно підтримуватися в наступному діапазоні: 1,2 кПа ÷ 3 кПа. Відхилення тиску від заданого значення не має перевищувати більш 0,0005 МПа (0,5 кПа, 5 мбар) (див., Разд.V, п.13).
А)Розрахуємо поправку до робочого об'єму газу, обумовлену наявністю надлишкового тиску в газопроводі, без урахування зміни атмосферного тиску. Середнє значення надлишкового тиску приймемо {!LANG-5c6d81c07f7c268ca6a5c4a9c829dd97!} хат \u003d 2,3 кПа - см. (7).
Графік поправки δP хат при зміні Рхат в діапазоні 1,2 кПа ÷ 3,0 кПа без урахування і з урахуванням впливу Δ Р хат \u003d ± 0,5 кПа представлений на рис. 2. Для {!LANG-5c6d81c07f7c268ca6a5c4a9c829dd97!} хат \u003d 2,3 кПа поправка складе
Графік поправки δP атм представлений на рис. 3. При зниженні атмосферного тиску на кожні 10 мм.рт.ст. щодо {!LANG-5c6d81c07f7c268ca6a5c4a9c829dd97!} ст \u003d 760,127 мм.рт.ст. поправка складе δP атм \u003d -1,3%.
Малюнок 3. Поправка δP атм до робочого об'єму газу, обумовлена \u200b\u200bзміною атмосферного тиску. В)Результуюча поправка щодо тиску при Р хат \u003d 2,3 кПа і ? Р хат \u003d ± 0,5 кПа представлена \u200b\u200bв табл. 4 і на рис. 4 (див. (7)).
Малюнок 4. Поправки приведення об'єму газу до стандартних умов, обумовлені зміною Р атм при Р хат \u003d 2,3 кПа і ? Р хат \u003d ± 0,5 кПа (температура приймається Т \u003d +20 ° С) | місяць | Пор. значення t, ° С | Пор. знач. атм. тиску, мм рт.ст | Мінім. знач. атм. тиску, {!LANG-5c6d81c07f7c268ca6a5c4a9c829dd97!} хв, мм.рт.ст | Макс. знач. атм. тиску, {!LANG-5c6d81c07f7c268ca6a5c4a9c829dd97!} макс, мм.рт.ст | Мінім. знач. температури, {!LANG-8f898b22d33b4ae6b360ec4725a2d646!} хв, ° С | Макс. знач. температури, {!LANG-8f898b22d33b4ae6b360ec4725a2d646!} макс, ° С |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Серпень, 2012 | 21,9 | 747,6 | 739,0 | 752,0 | 16 | 28 |
| Червень, 2012 | 24,9 | 750,2 | 742,0 | 756,0 | 17 | 31 |
| Липень, 2012 | 22,0 | 748,3 | 743,0 | 754,0 | 9 | 32 |
| Вересень, 2012 | 16,3 | 749,7 | 737,0 | 757,0 | 10 | 24 |
| Жовтень, 2012 | 9,8 | 750,4 | 741,0 | 760,0 | −1 | 19 |
| Листопад, 2012 | 1,2 | 753,7 | 739,0 | 766,0 | −4 | 11 |
| Грудень, 2012 | −7,7 | 759,5 | 735,0 | 779,0 | −20 | 5 |
| Січень 2013 | −8,8 | 749,7 | 737,0 | 759,0 | −20 | 0 |
| Лютий 2013 | −3,6 | 754,0 | 737,0 | 765,0 | −11 | 1 |
| Березень 2013 | −4,1 | 747,4 | 731,0 | 759,0 | −10 | 3 |
| Квітень 2013 | 9,8 | 751,4 | 740,0 | 764,0 | 2 | 22 |
| Травень 2013 | 20,7 | 751,0 | 746,0 | 757,0 | 9 | 30 |
| Пор. знач. тиску за рік, Р ср, мм.рт.ст. |
751,1 |
| місяць | Пор. значення t, ° С | Пор. знач. атм. тиску, мм рт.ст | Мінім. знач. атм. тиску, {!LANG-5c6d81c07f7c268ca6a5c4a9c829dd97!} хв, мм.рт.ст | Макс. знач. атм. тиску, {!LANG-5c6d81c07f7c268ca6a5c4a9c829dd97!} макс, мм.рт.ст | Мінім. знач. температури, {!LANG-8f898b22d33b4ae6b360ec4725a2d646!} хв, ° С | Макс. знач. температури, {!LANG-8f898b22d33b4ae6b360ec4725a2d646!} макс, ° С |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Серпень, 2012 | 25,8 | 722,6 | 717,0 | 728,0 | 18 | 33 |
| Червень, 2012 | 26,6 | 722,1 | 718,0 | 725,0 | 19 | 32 |
| Липень, 2012 | 27,2 | 722,0 | 716,0 | 726,0 | 19 | 33 |
| Вересень, 2012 | 24,4 | 725,1 | 721,0 | 730,0 | 20 | 29 |
| Жовтень, 2012 | 18,6 | 726,2 | 719,0 | 731,0 | 13 | 29 |
| Листопад, 2012 | 8,7 | 728,4 | 722,0 | 733,0 | 2 | 17 |
| Грудень, 2012 | 1,2 | 726,5 | 714,0 | 736,0 | −11 | 16 |
| Січень 2013 | 2,4 | 723,2 | 716,0 | 735,0 | −5 | 12 |
| Лютий 2013 | 4,2 | 725,4 | 719,0 | 733,0 | −1 | 15 |
| Березень 2013 | 9,8 | 721,8 | 707,0 | 735,0 | 0 | 20 |
| Квітень 2013 | 15,5 | 724,0 | 712,0 | 730,0 | 7 | 28 |
| Травень 2013 | 22,3 | 723,2 | 716,0 | 729,0 | 16 | 29 |
| Пор. знач. тиску за рік, Р ср, мм.рт.ст. |
724,2 |
| δ , % | −5,59 | −4,27 | −3,0 | −1,64 | −0,33 | 0,99 | +2,3 | +3,61 | +4,93 | +6,24 | +7,6 |
| ΔP атм, мм.рт.ст. | −60 | −50 | −40 | −30 | −20 | −10 | 0 | +10 | +20 | +30 | +40 |
| ΔP атм / P ст,% | −7,89 | −6,57 | −5,3 | −3,94 | −2,63 | −1,31 | 0 | +1,31 | +2,63 | +3,94 | +5,3 |
| ΔP хат / P ст,% | 2,3 | ||||||||||
| {!LANG-5c6d81c07f7c268ca6a5c4a9c829dd97!} атм, мм.рт.ст. | 700 | 710 | 720 | 730 | 740 | 750 | 760,127 | 770 | 780 | 790 | 800 |
2.1.2 Висновки.
При перерахунку робочого об'єму газу до стандартного обсягу наявність {!LANG-5c6d81c07f7c268ca6a5c4a9c829dd97!} хат в газовій мережі призводить до позитивної поправці. Якщо прийняти, що надлишковий тиск в газових мережах низького тиску (до 0,005 МПа) в середньому становить 2,3 кПа (23 мбар), то поправка δP хат \u003d 2,3% - див. рис. 2.
Зменшення атмосферного тиску щодо {!LANG-5c6d81c07f7c268ca6a5c4a9c829dd97!} ст \u003d 760,127 мм.рт.ст. призводить до негативної поправці: на кожні 10 мм.рт.ст - поправка δP атм \u003d -1,3% (див. рис.3).
Середнє атмосферний тиск протягом року змінюється і, як правило, виявляється нижче стандартного значення {!LANG-5c6d81c07f7c268ca6a5c4a9c829dd97!} ст \u003d 760,127 мм.рт.ст. (Для прикладу див. Табл. 2 і 3: Р ср \u003d 751,1 мм.рт.ст. - Арзамас, ПФО; Р ср \u003d 724,2 мм.рт.ст - сел. Хасанья, КБР).
Зменшення атмосферного тиску в порівнянні з Р ст \u003d 760,127 мм.рт.ст на 17,7 мм.рт.ст. повністю компенсує поправку щодо тиску обумовлену Р хат \u003d 2,3 кПа.
При атмосферному тиску:
- нижче значення Р атм \u003d 742,4 мм.рт.ст
{!LANG-425a3e9d228952d6bf6ae19e67d8ade4!} ст< {!LANG-425a3e9d228952d6bf6ae19e67d8ade4!} рах, ? Р < 0 - вище значення Р атм \u003d 742,4 мм.рт.ст
{!LANG-425a3e9d228952d6bf6ae19e67d8ade4!} рах< {!LANG-425a3e9d228952d6bf6ae19e67d8ade4!} ст, 0< ? Р
Для лічильників без корекції по тиску (відсутній датчик абсолютного тиску) відносна похибка приведення виміряного робочого об'єму газу ( {!LANG-425a3e9d228952d6bf6ae19e67d8ade4!} раб) до стандартних умов ( {!LANG-425a3e9d228952d6bf6ae19e67d8ade4!} ст) визначається (13).
Приведення робочого об'єму газу до стандартних умов необхідно проводити з урахуванням коливань тиску газу в мережі та зміни атмосферного тиску.
У газових мережах з надлишковим тиском не більше 0,05 МПа (населення і комунально-побутовий сектор) застосовують метод T - перерахунку. Облік тиску при приведенні робочого об'єму газу до стандартних умов проводять шляхом введення єдиного коефіцієнта до показань лічильника, який буде перекривати втрати постачальників газу. Єдиний коефіцієнт до показань лічильника може обчислюватися щомісяця для кожного регіону з урахуванням статистичних даних щодо зміни атмосферного тиску і коливань надлишкового тиску (13).
2.2 Облік впливу температури на похибку приведення об'єму газу до стандартних умов ( {!LANG-5c6d81c07f7c268ca6a5c4a9c829dd97!} ст \u003d {!LANG-5c6d81c07f7c268ca6a5c4a9c829dd97!}{!LANG-50af06b09806776b989ce2bf76a58e2e!} k = 1)
З урахуванням (5) відносну похибку приведення робочого об'єму газу (V раб) до стандартних умов ( {!LANG-425a3e9d228952d6bf6ae19e67d8ade4!} ст), обумовлену похибкою вимірювання (або відсутністю вимірювання) {!LANG-8f898b22d33b4ae6b360ec4725a2d646!} раб \u003d {!LANG-8f898b22d33b4ae6b360ec4725a2d646!} ст ± ΔT можна представити в такий спосіб (без урахування зміни надлишкового та атмосферного тиску).
 |
(14) |
На кожен? похибка приведення (поправка) складе ~ 0,35% до виміряного робочому об'єму V раб (див. рис. 5).
Малюнок 5. Відносна похибка (поправка) приведення об'єму газу до стандартних умов, обумовлена \u200b\u200bзміною температури - δt (Тиск приймається Р \u003d 760,127 мм.рт.ст.) Відсутність вимірювання температури газу і відповідно обліку поправки обсягу газу від температури призводить до великих погрішностей при приведенні обсягу газу до стандартних умов, оскільки температура газу в різні пори року залежно від положення трубопроводу змінюється в широких межах (від -20? До +40?) (див. рис. 5, табл. 2, 3).
Зі збільшенням відхилення робочої температури газу T раб від стандартного значення {!LANG-8f898b22d33b4ae6b360ec4725a2d646!} ст величина небалансу зростає. З метою зменшення небалансу газу вибір методу перерахунку робочого об'єму газу до стандартних умов слід проводити з урахуванням рекомендацій, наведених в табл. 1.
висновки
Для УУГ високого і середнього тиску від 0,05 до 1,2 МПа включно вимір температури є обов'язковим із застосуванням коректорів об'єму газу, що реалізують P, T - або P, T, Z - перерахунок (див. Табл. 1). В цьому випадку відносна похибка приведення виміряного робочого об'єму газу ( {!LANG-425a3e9d228952d6bf6ae19e67d8ade4!} раб) до стандартних умов ( {!LANG-425a3e9d228952d6bf6ae19e67d8ade4!} ст), обумовлюється похибками застосовуваних перетворювачів температури і тиску.
Для мереж з надлишковим тиском менше 0,05 МПа корекція по температурі проводиться:
для витрат вище 10 м³ / год з застосуванням електронних коректорів (метод T - перерахунку);
для багатоквартирних будинків, А також для житлових, дачних або садових будинків, об'єднаних спільними мережами інженерно-технічного забезпечення, підключеними до системи централізованого газопостачання зменшення небалансу, при обліку споживання газу населенням, може бути вирішено шляхом установки колективних приладів обліку з електронними коректорами, що реалізують метод T - перерахунку . Індивідуальні прилади обліку без корекції по температурі встановлюються в однакових умовах (усередині приміщень) і по ним визначаються відносні похибки споживання газу кожною квартирою або будинком від обсягу, виміряного за колективним приладу обліку. У вигляді коефіцієнта це має закладатися в тариф оплати за газ за показаннями індивідуальних приладів обліку.
Лічильники газу з механічною термокомпенсацією типу ВК GT призводять робочий об'єм газу до обсягу газу при Т ст \u003d +20 ° С з похибкою, яка визначається граничними похибками лічильника (± 1,5% або ± 3,0% у відповідному діапазоні витрат (див. рис. 6)).
Малюнок 6. Крива похибки лічильників без термокомпенсации (ВК-G6) і з механічною термокомпенсацією (ВК-G6Т) на витрату 0,4Q макс. при зміні температури вимірюваного газу. 3 Облік впливу надлишкового Р хат, атмосферного Р атм тиску і температури на похибку приведення об'єму газу до стандартних умов
Результуюча похибка приведення до стандартних умов виміряного лічильником об'єму газу (при k \u003d 1) визначається:
| (15) |
Розглянемо приклад розрахунку похибки вимірювання об'єму газу, зведеного до стандартних умов, діафрагмовими лічильниками газу з механічною температурної компенсацією типу ВК GT (складова δt в (15) приймається рівною 0).
На рис. 7 наведена типова крива похибки δ повер.cч, Vдіафрагменного лічильника типу ВК GT, отримана під час калібрування в метрологічної лабораторії при виході з виробництва - Р ст \u003d 760,127 мм.рт.ст. \u003d 101325 Па, Р хат \u003d 0 кПа і Т ст \u003d + 20 ° С (суцільна синя лінія), а також крива похибки лічильника при Р ст \u003d 760,127 мм.рт.ст. \u003d 101325 Па, Р хат \u003d 2,3 кПа і Т ст \u003d + 20 ° С (штрихова синя лінія).
З рис. 7 видно, що лічильники калібруються таким чином, що похибка при Q хв по абсолютній величині не перевищує 1,2%, а при Q ном і Q макс - 0,6%.
Малюнок 7. Крива похибки (калібрування) лічильника ВК-GT при Р хат \u003d 0 кПа (суцільна синій лінія) і Р хат \u003d 2,3 кПа (штрихова синя лінія) і межі зміни атмосферного тиску (зелена лінія - нижня межа; червона лінія - верхня межа), при якому похибка вимірювання об'єму газу, зведеного до стандартних умов, діафрагмовими лічильниками газу типу ВК-GT не виходить за межі ± 3%. Розрахуємо нижню і верхню межі атмосферного тиску, при якому похибка вимірювання об'єму газу, зведеного до стандартних умов δPст, TстV діафрагмовими лічильниками газу типу ВК-GT при Р хат \u003d 2,3 кПа і ? Р хат \u003d ± 500 Па не виходить за ± 3%, як того вимагає ГОСТ Р 8.741-2011 (див. (15)).
Початкові дані:
Р атм, ср \u003d 751,1 мм.рт.ст .; Р хат \u003d 2,3 кПа; ? Р хат \u003d ± 500 Па; Р ст \u003d 760,127 мм.рт.ст. \u003d 101325 Па
Похибка лічильника при перевірці
Тоді (див. (15) при δt = 0:
 |
(17) |
Таким чином, верхня межа атмосферного тиску, при якому похибка вимірювання об'єму газу, зведеного до стандартних умов, діафрагмовими лічильниками газу типу ВК-GT при Р хат \u003d 2,3 кПа і ? Р Р атм, макс \u003d 752 мм.рт. ст. (85 м. Над ур. Моря).
Розрахуємо нижню межу атмосферного тиску.
 |
(18) |
 |
(19) |
Таким чином, нижня межа атмосферного тиску, при якому похибка вимірювання об'єму газу, зведеного до стандартних умов, діафрагмовими лічильниками газу типу ВК-GT при Р хат \u003d 2,3 кПа і ? Р хат \u003d ± 500 Па не виходить за ± 3%, становить: Р атм, хв \u003d 728,2 мм.рт. ст. (336 м над ур. Моря).
У таблиці 5 для довідки можна знайти міста РФ і їх середні висоти над рівнем моря. З табл. видно, що більшість міст, причому з мільйонним населенням, розташовані на висоті над рівнем моря, що становить 85 ÷ 336 м.
| міста РФ | Висота над рівнем моря, м | міста РФ | Висота над рівнем моря, м |
|---|---|---|---|
| Арзамас | 150 | * Новосибірськ | 145 |
| Владивосток | 183 | * Омськ | 85-89 |
| * Волгоград | 134 | Оренбург | 110 |
| Воронеж | 104 | *Перм | 166 |
| * Єкатеринбург | 250 | * Ростов-на-Дону | 6 |
| Іркутськ | 469 | * Самара | 114 |
| * Казань | 128 | Саратов | 80 |
| Краснодар | 34 | * С.-Петербург | 5 |
| * Красноярськ | 276 | * Уфа | 148 |
| *Москва | 156 | Хабаровськ | 79 |
| * Н. Новгород | 130 | * Челябінськ | 250 |
| * - міста мільйонери | |||
Таким чином, в діапазоні зміни атмосферного тиску:
728,2 мм.рт.ст (336 м. Над ур. Моря) ≤ Р атм ≤ 752 мм.рт.ст (85 м. над ур. моря) похибка лічильника ВК-GT при вимірюванні об'єму газу зведеного до стандартних умов не перевищує значення ± 3,0%, що відповідає вимогам ГОСТ Р 8.741-2011. (Москва - 186 м над ур. Моря, Арзамас - 150 м над ур. Моря).
4 Висновок.
Для мереж середнього і високого тиску з надлишковим тиском понад 0,05 МПа рекомендується застосовувати електронні коректори, що реалізують методи P, T, Z і P, T - перерахунку робочого об'єму газу до стандартних умов.
Для мереж з надлишковим тиском менше 0,05 МПа (населення, комунально-побутовий сектор) при значній зміні температури робочого середовища рекомендується застосовувати метод T - перерахунку робочого об'єму газу до стандартних умов. При цьому, для лічильників з електронної корекцією по температурі, тиск приймається умовно-постійною величиною і змінюється відповідно до розробленої і аттестованной МІ. Для лічильників з механічною термокомпенсацією тиск враховується шляхом введення поправочного коефіцієнта, який обчислюється щомісяця для кожного регіону на основі статистичних даних по зміні атмосферного і коливань надлишкового тисків (13).
Для побутових лічильників газу, встановлених всередині приміщення, не пред'являється будь-яких вимог до застосування температурної корекції, якщо відхилення температури від стандартного значення не перевищує ± 5 ° С. Приведення обсягу газу до стандартних умов, при перевищенні відхилення температури більш ніж на ± 5 ° С, виконують згідно спеціальними методиками, затвердженими в установленому порядку.
Для зниження небалансу при обліку газу у населення, обладнаних індивідуальними УУГ, необхідно передбачити установку колективних приладів з електронними коректорами, що реалізують метод T - перерахунку. Індивідуальні прилади обліку без корекції по температурі встановлюються в однакових умовах (усередині приміщень) і по ним визначаються відносні похибки споживання газу кожною квартирою або будинком від обсягу, виміряного за колективним приладу обліку. У вигляді коефіцієнта це має закладатися в тариф оплати за газ за показаннями індивідуальних приладів обліку.
Вплив тиску і температури газу на похибка приведення робочого об'єму до стандартних умов, представлені вище, і отримані формульні залежності можуть бути покладені в основу обчислення поправок для зниження небалансу при обліку газу (13-15).
Для діафрагменних лічильників типу ВК-GT межі зміни атмосферного тиску, при яких похибка приведення робочого об'єму газу до стандартних умов не виходить за межі ± 3% (за умови, що δt \u003d 0) складають 728,2 мм.рт.ст. - 752 мм.рт.ст.
література
- Федеральний закон № 261 «Про енергозбереження і про підвищення енергетичної ефективності та про внесення змін до окремих законодавчих актів Російської Федерації».
- Городницький І.М., Кубарєв Л.П. Нормативне забезпечення обліку газу в Російській Федерації. / Газовий бізнес, Москва, січень-лютий, 2006р., С. 55-57.
- МІ 3082 - 2007 Вибір методів і засобів вимірювань витрати та кількості споживаного природного газу в залежності від умов експлуатації на вузлах обліку. Рекомендації по вибору робочих еталонів для їх перевірки.
- Забезпечення єдності вимірювань. Організація вимірювань природного газу. СТО Газпром 5.32-2009.
- ГОСТ Р 8.740 - 2011. Витрата і кількість газу. Методика виконання вимірювань за допомогою турбінних, ротаційних і вихрових витратомірів і лічильників.
- ГОСТ Р 8.741-2011. ОБСЯГ ПРИРОДНОГО ГАЗУ. Загальні вимоги до методик вимірювань.
- Постанова уряду РФ від 6 травня 2011 року N 354 «Про надання комунальних послуг власникам і користувачам приміщень у багатоквартирних будинках і житлових будинків », зі змінами на 19 вересня 2013 року.
З метою однозначності розуміння використовуваної термінології введемо наступні визначення: Розрахунковий ділянку газопроводу - ділянку, в межах якого немає зміни витрати газу; отсутствую будь-які джерела, що підвищують тиск газу, наприклад, компресорні станції; відсутні пристрої дросселирующие тиск газу (ГРС, ГРП, ГРУ і т.д.); немає зміни діаметра трубопроводу або типу прокладки, наприклад, підземний, підводний, наземний або надземний.
Розподільні газопроводи, що входять в систему газопостачання, підрозділяються на:
1. кільцеві; 2. тупикові; 3. змішані.
Газопроводи систем газопостачання в залежності від тиску газу, що транспортується діляться на:
1. газопроводи високого тиску 1 категорії - при робочому тиску газу понад 0,6 МПа (6 кгс / см2) до 1,2 МПа (12 кгс / см2) включно для природного газу і газоповітряних сумішей і до 1,6 МПа (16 кгс / см2) для зріджених вуглеводневих газів (ЗВГ); 2. газопроводи високого тиску II категорії - при робочому тиску газу понад 0,3 МПа (3 кгс / см2) до 0,6 МПа (6 кгс / см2); 3. газопроводи середнього тиску - при робочому тиску газу понад 0,005 МПа (0,05 кгс / см2 до 0,3 МПа (3 кгс / см2); 4. газопроводи низького тиску - при робочому тиску газу до 0,005 МПа (0,05 кгс / см2) включно.
Нормальні і стандартні умови.
Нормальними умовами прийнято вважати тиск газу \u003d 101.325 кПа і його температуру \u003d 0 ° С або \u003d 273.2 К. ГОСТи на паливні гази прийнято стверджувати при температурі \u003d + 20 ° С і \u003d 101.32 кПа (760 мм рт.ст.), в зв'язку з цим ці умови називають стандартними. Нормальні і стандартні умови введені для порівняння об'ємних кількостей різних газів. Приведення газу до нормальних умов здійснюється за наступним рівнянням:
.
.
Аналогічно для приведення газу до стандартних умов
.
.
Іноді доводиться газ, що знаходиться при нормальних і стандартних умовах, приводити до заданих умов температури і тиску. Наведені вище співвідношення приймуть такий вигляд:
;
,
де - об'єм газу за нормальних умов (,),; - обсяг газу при тиску і температурі ° С,; - нормальний тиск газу, \u003d 101.325 кПа \u003d 0.101325 МПа, (760 мм рт.ст.); 273.2 - нормальна температура, тобто , До; - об'єм газу за стандартних умовах (температурі \u003d 273.2 + 20 \u003d 293.2 і тиску) ,.
Густина.
Щільність суміші сухих газів (спрощена залежність, наводиться тільки для перевірки отриманих результатів розрахунку) можна визначити як суму добутків щільності компонентів на їх об'ємні частки в%
де - щільність суміші сухого газу, кг /; - об'ємна частка i компонента в суміші,%; - щільність i компонента, кг /.
У програмному комплексі розрахунок щільність суміші газів здійснюється з урахуванням температури і тиску за спеціальною програмою. Тому при перевірці результатів розрахунку, значення щільності, певні по залежності *, можуть дещо відрізняться від величин наведених в таблицях комплексу "ZuluGaz".
Теплота спалювання.
Нижчу теплоту згоряння суміші газів визначають як суму добутків величин теплоти згорання горючих компонентів на їх об'ємні частки в%
,
де - нижча теплота згоряння i компонента, ккал / (кДж /).