Štandardné podmienky prúdenia plynu. Nerovnováha plynu. Vplyv teploty a tlaku plynu na uvedenie objemu do štandardných podmienok

Aby sme jasne porozumeli použitej terminológii, uvádzame nasledujúce definície: Návrhová časť plynovodu- oblasť, v ktorej nedochádza k zmene spotreby plynu; neexistujú žiadne zdroje, ktoré zvyšujú tlak plynu, napríklad kompresorové stanice; neexistujú žiadne zariadenia na škrtenie tlaku plynu (GDS, GRP, GRU atď.); nedochádza k žiadnej zmene priemeru potrubia alebo typu inštalácie, ako je podzemné, podmorské, povrchové alebo nadzemné.

Distribučné plynovody zahrnuté v systéme dodávky plynu sa delia na:

1. krúžok; 2. slepá ulička; 3. zmiešané.

Plynovody systémov zásobovania plynom sa v závislosti od tlaku prepravovaného plynu delia na:

1. plynovody vysoký tlak Kategória 1 - pri prevádzkovom tlaku plynu nad 0,6 MPa (6 kgf/cm2) do 1,2 MPa (12 kgf/cm2) vrátane pre zemný plyn a zmesi plynu a vzduchu a do 1,6 MPa (16 kgf/cm2) pre skvapalnené uhľovodíkové plyny (LPG); 2. vysokotlakové plynovody II. kategórie - s prevádzkovým tlakom plynu nad 0,3 MPa (3 kgf/cm2) do 0,6 MPa (6 kgf/cm2); 3. stredotlakové plynovody - pri prevádzkovom tlaku plynu nad 0,005 MPa (0,05 kgf/cm2 až 0,3 MPa (3 kgf/cm2); 4. nízkotlakové plynovody - pri prevádzkovom tlaku plynu do 0,005 MPa (0,05 kgf / cm2) vrátane.

Normálne a štandardné podmienky.

Za normálne podmienky sa považuje tlak plynu = 101,325 kPa a jeho teplota = 0 °C alebo = 273,2 K. Normy GOST pre palivové plyny sú zvyčajne schválené pri teplote = +20 °C a = 101,32 kPa (760 mm Hg), preto sa tieto podmienky nazývajú štandardné. Na porovnanie objemových množstiev rôznych plynov sú zavedené normálne a štandardné podmienky. Uvedenie plynu do normálnych podmienok sa vykonáva podľa nasledujúcej rovnice:

..

Podobne pre uvedenie plynu do štandardných podmienok

..

Niekedy je potrebné priviesť plyn za normálnych a štandardných podmienok na špecifikované podmienky teploty a tlaku. Vyššie uvedené pomery budú mať nasledujúcu formu:

;

,

kde je objem plynu normálnych podmienkach(, ), ; - objem plynu pri tlaku a teplote °C, ; - normálny tlak plynu, = 101,325 kPa = 0,101325 MPa, (760 mm Hg); 273,2 - normálna teplota, t.j. , TO; - objem plynu za štandardných podmienok (teplota = 273,2+20 =293,2 a tlak).

Hustota.

Hustotu zmesi suchých plynov (zjednodušená závislosť, uvedená len na kontrolu získaných výsledkov výpočtu) možno určiť ako súčet súčinov hustôt zložiek a ich objemových podielov v %

kde je hustota suchej zmesi plynov, kg/; - objemový podiel zložky i v zmesi, %;

- hustota i zložky, kg/.

V softvérovom balíku sa hustota plynnej zmesi vypočíta s prihliadnutím na teplotu a tlak pomocou špeciálneho programu. Preto sa pri kontrole výsledkov výpočtu môžu hodnoty hustoty určené zo závislosti * mierne líšiť od hodnôt uvedených v tabuľkách komplexu "ZuluGaz".

Spaľovacie teplo.

,

Dolné spaľovacie teplo zmesi plynov sa určí ako súčet produktov spaľovacieho tepla horľavých zložiek a ich objemových podielov v %

kde je spodné spalné teplo i zložky, kcal/ (kJ/).

1 Meranie plynu a nevyváženosť Federálny zákon č. 261 „O úsporách energie a zvyšovaní energetickej účinnosti ao zmene a doplnení niektorých zákonov Ruskej federácie “, zabezpečuje plošné meranie spotreby plynu a úžitkových zdrojov u spotrebiteľa. Inštalácia meracích zariadení zvyšuje transparentnosť platieb za spotrebované energetické zdroje a poskytuje im možnosti skutočné úspory

, v prvom rade kvantitatívnym hodnotením efektu prebiehajúcich opatrení na úsporu energie umožňuje určiť straty energetických zdrojov na ceste od zdroja k spotrebiteľovi.

• Hlavnými cieľmi účtovania spotreby plynu sú:
• Získanie podkladov na vyrovnanie medzi dodávateľom, organizáciou prepravy plynu (GTO), organizáciou distribúcie plynu (GDO) a odberateľom (odberateľom) plynu v súlade so zmluvami o dodávke a poskytovaní služieb prepravy plynu.
• Monitorovanie prietoku a hydraulických režimov systémov dodávky plynu.
• Analýza a optimálne riadenie dodávok plynu a spôsobov dopravy.
• Zostavovanie bilancie plynu v preprave plynu a rozvodoch plynu. Kontrola nad racionálnym a efektívne využitie

Ústrednými otázkami pri účtovaní zemného plynu je spoľahlivosť účtovania a zabezpečenie zhody výsledkov meraní na meracích staniciach dodávateľa a odberateľov: objem dodávaného plynu znížený na štandardné podmienky musí byť rovná súčtu objemy plynu prijatého všetkými spotrebiteľmi znížené na štandardné podmienky. Posledná úloha sa nazýva vyrovnávanie bilancie v rámci stabilnej štruktúry rozvodu plynu.

Je potrebné poznamenať, že medzi meraním prietoku a množstva plynu a ich účtovaním je rozdiel. Na rozdiel od výsledkov meraní, ktoré vždy obsahujú chybu (neistotu), účtovníctvo prebieha medzi dodávateľom a odberateľom podľa vzájomne dohodnutých pravidiel, ktoré zabezpečujú tvorbu hodnoty objemu zemného plynu za podmienok, ktoré neobsahujú žiadnu neistotu.

Pri prechode plynu z distribučnej sústavy plynu dodávateľa (pri distribučnej stanici plynu) do distribučnej sústavy plynu odberateľa (pozri obr. 1, ) dochádza v dôsledku interakcie s distribučnou plynovodnou sieťou k zmene jeho teploty. Hodnoty teploty na vstupe do systému regulácie plynu odberateľa sú náhodného charakteru, spojené so zmenami teploty prostredia obklopujúceho potrubia rozvodu plynu a odberateľa (vzduch, podzemná pôda, podvodné sifóny, vykurované a nevykurované miestnosti a pod.).

Obrázok 1. Logistika zemného plynu v systéme Unified Gas Supply System

Objemové hodnoty použité pri účtovaní plynu, redukované na štandardné podmienky, zabezpečujú rovnosť dodávaného a spotrebovaného objemu plynu bez ohľadu na jeho teplotu alebo súvisiaci tlak. Existencia potrubnej siete medzi dodávateľom plynu a odberateľom, ktorý je zdrojom alebo odberateľom tepla, však môže počas vykazovaného obdobia narušiť stanovenú bilanciu plynu z dôvodov, ktoré sú mimo kontroly dodávateľa aj odberateľa a prepravcu plynu (GRO).

V prípade, že poveternostné, klimatické alebo iné náhodné podmienky vedú k tomu, že teplota plynu nameraná u všetkých alebo väčšiny odberateľov je vyššia ako teplota nameraná dodávateľom na distribučnej stanici plynu, vzniká kladná plynová nerovnováha, ktorá je zákonne nemožno pripísať stratám ktorejkoľvek zo zúčastnených strán zmlúv o dodávke a preprave plynu.

Základné princípy organizácie merania plynu, ktoré umožňujú minimalizovať straty v Jednotnom systéme zásobovania plynom, sú:

• uzlové meranie úrovne po úrovni vrátane GDO a koncových spotrebiteľov;
• hierarchická zmena požiadaviek na chybu merania na každej úrovni;
• rozsiahle účtovníctvo s konečnými spotrebiteľmi;
• centralizácia a automatizácia zberu údajov o spotrebe zo všetkých úrovní.

Meracie zariadenia s najvyššou presnosťou by mali byť inštalované na GIS a na výstupoch z hlavné plynovody(MG), teda na distribučnej stanici plynu.

Vybavenie meracích jednotiek by sa malo vykonávať aj s prihliadnutím na ich úroveň.

Na nižšej úrovni sa výrazne zvyšujú požiadavky na zvýšenie meracieho rozsahu prístrojov.

Pri meraní prietoku plynu menej ako 10 m³/h, plynomery s mechanickým (elektronickým) teplotná kompenzácia. Ak maximálna hodnota prietoku plynu na meradle presiahne 10 m³/h, potom musí byť meradlo vybavené elektronickým korektorom, ktorý zabezpečí registráciu impulzov vychádzajúcich z meradla, meria teplotu plynu a vypočítava objem plynu redukovaný na štandardné podmienky. V tomto prípade sa používajú podmienene konštantné hodnoty tlaku a koeficientu stlačiteľnosti plynu.

Odporúča sa inštalovať membránové plynomery, ktoré sú jednoduché a spoľahlivé v prevádzke plynárenské siete s maximálnym pretlakom nepresahujúcim 0,05 MPa (vrátane sietí nízky tlak- 0,005 MPa).

Ak objemy prepravy plynu presahujú 200 miliónov m³ za rok (redukované na štandardné podmienky), na zvýšenie spoľahlivosti a spoľahlivosti meraní objemu plynu sa odporúča použiť duplicitné meracie prístroje, pracujúce spravidla na rôznych princípoch merania.

Pri meracích jednotkách s maximálnym objemovým prietokom plynu nad 100 m³/h, pri akomkoľvek pretlaku a v rozsahu zmien objemového prietoku od 10 m³/h do 100 m³/h, pri pretlaku viac ako 0,005 MPa, meranie objemu plynu sa vykonáva len pomocou kalkulačiek alebo korektorov objemu plynu.

Prietokové meniče s automatickou korekciou objemu plynu len na základe jeho teploty sa používajú pri pretlaku maximálne 0,05 MPa a objemovom prietoku maximálne 100 m³/h.

Ak merač nemá teplotný kompenzátor, uvedenie objemu plynu do štandardných podmienok sa vykonáva podľa špeciálne techniky, schválené v súlade so stanoveným postupom.

Uvedenie objemového prietoku alebo objemu plynu za prevádzkových podmienok na štandardné podmienky v závislosti od parametrov prietoku a média, ktoré používa SI a metódy na určenie hustoty plynu za prevádzkových a/alebo štandardných podmienok, by sa malo vykonať s prihliadnutím na odporúčania špecifikované v tabuľke 1 [, ,].

Tabuľka 1

Názov metódy	Podmienky použitia metódy
	Chyba merania objemu normalizovaného na štandardné podmienky, %	Maximálny povolený prevádzkový prietok, m3/h	Maximálny povolený pretlak, MPa	Médium, ktoré sa má merať
T-prepočet	3	100	0,05	Nízkotlakový a domáci plyn
R, T - prepočet	3 (do 10³ N. m³/h) 2,5 (10³ - 4·10³ n. m³/h)	1000	0,3	Jednozložkové alebo viaczložkové plyny so stabilným zložením zložiek
P, T, Z - prepočet	2,5 (nad 4·10³ - 2·104 n. m³/h) 1,5 (2·104 - 105 n. m³/h) 1,0 (nad 105 n. m³/h)	Viac ako 1000	Viac ako 0,3	Plyny, pre ktoré sú k dispozícii údaje o koeficiente stlačiteľnosti
ρ - prepočítať	2,5 (nad 4·10³ - 2·104 n.m³/h) 1,5 (2·104 - 105 n. m³/h) 1,0 (nad 105 n. m³/h)	Viac ako 1000	Viac ako 0,3	Plyny, pre ktoré neexistujú údaje o koeficiente stlačiteľnosti

2 Zohľadnenie vplyvu teploty a tlaku na chybu merania objemu plynu

Pre konvertory objemového prietoku (turbínové, rotačné, vírivé, membránové, ultrazvukové) sa objem plynu redukovaný na štandardné podmienky vypočíta pomocou vzorcov:

Kde V otrok, V st; P otrok, P st; T otrok, T ST; ρ otrok, ρ ST - pracovné a štandardné hodnoty objemu, tlaku, teploty a hustoty plynu; k subst(k); P subst — substitučné (pracovné) hodnoty koeficientu stlačiteľnosti a tlaku plynu.

Chyby merača a výber jednej alebo druhej metódy prepočtu priamo ovplyvňujú nerovnováhu plynu. Použitie zariadení vysokej triedy presnosti a elektronických korektorov, ktoré implementujú metódu prepočtu P, T, Z, môže výrazne znížiť nerovnováhu plynov. Čím vyšší je prietok, tým vyššia by mala byť presnosť použitého meradla (pozri tabuľku 1).

Rozbor metrologických a výkonnostné charakteristiky rôzne druhy prietokových konvertorov ukazuje, že na komerčné meranie objemu plynu v plynárenských distribučných sieťach a u koncových spotrebiteľov sú najvhodnejšie turbínové, membránové a rotačné merače. Nie je náhoda, že turbínové a rotačné plynomery od popredných výrobcov sa používajú ako hlavné merače v testovacích zariadeniach, pretože majú malú chybu do 0,3 % (so znížením rozsahu merania).

Transformujme (3) nasledovne

(5)

2.1 Zohľadnenie vplyvu tlaku na chybu pri uvedení objemu plynu na štandardné podmienky ( T sv = T otrok, k = 1)

PT art = 20°, 1 bar = 105 Pa, 1 mbar = 100 Pa, 1 mmHg = 133,3 Pa.

	(6)
	(7)

Berúc do úvahy (6, 7), relatívnu chybu pri uvádzaní nameraného pracovného objemu plynu ( V V st), v dôsledku chyby merania (alebo nedostatku merania) absolútneho tlaku plynu P otrok = P atm + P chata môže byť reprezentovaná nasledovne

(8)

So zvýšením pretlaku v plynovode a odchýlkou ΔP atm, veľkosť nerovnováhy sa zvyšuje. Aby sa znížila nerovnováha plynu, výber metódy prepočtu pracovného objemu plynu na štandardné podmienky by sa mal vykonať s prihliadnutím na odporúčania uvedené v tabuľke. 1.

Pre vysoký a stredný tlak UG od 0,05 do 1,2 MPa vrátane je meranie tlaku povinné pomocou korektorov objemu plynu, ktoré implementujú P,T- alebo P,T,Z - prepočet (pozri tabuľku 1). V tomto prípade je relatívna chyba pri uvedení nameraného pracovného objemu plynu (V slave) do štandardných podmienok ( V st), je určená chybou použitých snímačov absolútneho tlaku a teploty.

Pre siete s pretlakom maximálne 0,05 MPa a prietokom maximálne 100 m³/h je korekcia tlaku nepraktická, pretože odberateľmi plynu sú najmä obyvateľstvo a verejný sektor, čo predstavuje desiatky tisíc meracích staníc vrátane merače bytu. Vybavenie tejto siete koncových spotrebiteľov komplexnými prístrojmi s funkciami na meranie absolútneho tlaku výrazne znižuje spoľahlivosť meracieho systému ako celku a vyžaduje značné finančné prostriedky na jeho údržbu, čo sa ukazuje ako ekonomicky nerealizovateľné. V tomto prípade sa na zníženie nerovnováhy pri dávkovaní plynu odporúča zaviesť korekcie tlaku (pozri časť 2.1.1).

Vo svetovej praxi je známy prípad, keď British Gas bol nútený demontovať státisíce ultrazvukových meračov a nahradiť ich membránovými z dôvodu nízkej spoľahlivosti systému a nákladnej údržby.

2.1.1 Analýza vplyvu tlaku na chybu pri uvedení objemu plynu na štandardné podmienky v nízkotlakových sieťach

Pretlak v nízkotlakových sieťach sa musí udržiavať v rozsahu: 1,2 kPa ÷ 3 kPa. Odchýlka tlaku od nastavenej hodnoty by nemala presiahnuť 0,0005 MPa (0,5 kPa, 5 mbar) (pozri časť V, odsek 13).

A) Vypočítajme zmenu pracovného objemu plynu v dôsledku prítomnosti pretlaku v plynovode bez zohľadnenia zmeny atmosférický tlak. Zoberme si priemernú hodnotu nadmerného tlaku P meradlo = 2,3 kPa - pozri (7).

Harmonogram zmien δP chata pri prezliekaní R g v rozsahu 1,2 kPa ÷ 3,0 kPa bez a so zohľadnením vplyvu Δ P g = ±0,5 kPa je znázornené na obr. 2. Pre P meradlo = 2,3 kPa korekcia bude

Harmonogram zmien δP atm je znázornený na obr. 3. S poklesom atmosférického tlaku na každých 10 mmHg. relatívne P st = 760,127 mmHg. novela bude δP atm = -1,3 %.

Obrázok 3. Zmena δP atm na pracovný objem plynu v dôsledku zmien atmosférického tlaku.

IN) Výsledná korekcia tlaku pri R g = 2,3 kPa a ΔР meradlo = ±0,5 kPa je uvedené v tabuľke. 4 a na obr. 4 (pozri (7)).

Obrázok 4. Opravy na uvedenie objemu plynu na štandardné podmienky v dôsledku zmien R atm at R g = 2,3 kPa a ΔР g = ±0,5 kPa (predpokladá sa, že teplota je T = +20 °C) Tabuľka 2. Hodnoty atmosférického tlaku a teploty životné prostredie na roky 2012-2013 Arzamas (región Nižný Novgorod, 150 m nad morom, federálny okruh Volga)

mesiac	St. hodnota t, °С	St. význam bankomat tlak, mmHg	Minimum význam bankomat tlak, P min, mmHg	Max. význam bankomat tlak, P max, mmHg	Minimum význam teplota, T min, °С	Max. význam teplota, T max, °С
jún 2012	21,9	747,6	739,0	752,0	16	28
júl 2012	24,9	750,2	742,0	756,0	17	31
august 2012	22,0	748,3	743,0	754,0	9	32
September 2012	16,3	749,7	737,0	757,0	10	24
október 2012	9,8	750,4	741,0	760,0	−1	19
november 2012	1,2	753,7	739,0	766,0	−4	11
december 2012	−7,7	759,5	735,0	779,0	−20	5
január 2013	−8,8	749,7	737,0	759,0	−20	0
február 2013	−3,6	754,0	737,0	765,0	−11	1
marec 2013	−4,1	747,4	731,0	759,0	−10	3
apríl 2013	9,8	751,4	740,0	764,0	2	22
máj 2013	20,7	751,0	746,0	757,0	9	30
St. význam tlak za rok R priemer, mmHg		751,1

Tabuľka 3. Hodnoty okolitej teploty a atmosférického tlaku za roky 2012-2013. dedina Khasanya (575 m nad morom, KBR, Južný federálny okruh)

mesiac	St. hodnota t, °С	St. význam bankomat tlak, mmHg	Minimum význam bankomat tlak, P min, mmHg	Max. význam bankomat tlak, P max, mmHg	Minimum význam teplota, T min, °С	Max. význam teplota, T max, °С
jún 2012	25,8	722,6	717,0	728,0	18	33
júl 2012	26,6	722,1	718,0	725,0	19	32
august 2012	27,2	722,0	716,0	726,0	19	33
September 2012	24,4	725,1	721,0	730,0	20	29
október 2012	18,6	726,2	719,0	731,0	13	29
november 2012	8,7	728,4	722,0	733,0	2	17
december 2012	1,2	726,5	714,0	736,0	−11	16
január 2013	2,4	723,2	716,0	735,0	−5	12
február 2013	4,2	725,4	719,0	733,0	−1	15
marec 2013	9,8	721,8	707,0	735,0	0	20
apríl 2013	15,5	724,0	712,0	730,0	7	28
máj 2013	22,3	723,2	716,0	729,0	16	29
St. význam tlak za rok R priemer, mmHg		724,2

Tabuľka 4. R g = 2,3 kPa (okrem ΔР g =±0,5 kPa - člen 2. rádu malosti, pozri (12)

δ , %	−5,59	−4,27	−3,0	−1,64	−0,33	0,99	+2,3	+3,61	+4,93	+6,24	+7,6
ΔP atm, mmHg	−60	−50	−40	−30	−20	−10	0	+10	+20	+30	+40
ΔP atm/Pst, %	−7,89	−6,57	−5,3	−3,94	−2,63	−1,31	0	+1,31	+2,63	+3,94	+5,3
ΔP g/P st, %	2,3
P atm, mmHg	700	710	720	730	740	750	760,127	770	780	790	800

2.1.2 Závery.

Pri prepočte pracovného objemu plynu na štandardný objem, prítomnosť P izb v plynovodnej sieti vedie k pozitívnej novele. Ak predpokladáme, že pretlak v nízkotlakových plynárenských sieťach (do 0,005 MPa) je v priemere 2,3 kPa (23 mbar), potom novela δP gage = 2,3 % - pozri obr. 2.

Pokles atmosférického tlaku v pomere k P st = 760,127 mmHg. vedie k negatívnej korekcii: na každých 10 mmHg - korekcia δP atm = -1,3 % (pozri obr. 3).

Priemerný atmosférický tlak sa počas roka mení a spravidla je pod normou P st = 760,127 mmHg. (pozri napríklad tabuľky 2 a 3: R priemer = 751,1 mmHg — Arzamas, federálny okres Volga; R priemer = 724,2 mmHg - obec. Hasanya, KBR).

Pokles atmosférického tlaku v porovnaní s R st = 760,127 mmHg x 17,7 mmHg. úplne kompenzuje korekciu tlaku spôsobenú R g = 2,3 kPa.

Pri atmosférickom tlaku:

• pod hodnotou R atm = 742,4 mmHg
  V sv< V sch, δр < 0
• nad hodnotou P atm = 742,4 mmHg
  V sch< V st, 0< δр

Pri plynomeroch bez korekcie tlaku (neexistuje snímač absolútneho tlaku) je relatívna chyba privádzania nameraného pracovného objemu plynu ( V otrok) na štandardné podmienky ( V st) určuje (13).

Uvedenie pracovného objemu plynu na štandardné podmienky sa musí vykonať s prihliadnutím na kolísanie tlaku plynu v sieti a zmeny atmosférického tlaku.

V plynárenských sieťach s pretlakom nie väčším ako 0,05 MPa (obytný a verejný sektor) sa používa metóda T - prepočtu. Účtovanie tlaku pri uvedení pracovného objemu plynu na štandardné podmienky sa vykonáva zavedením jedného koeficientu do stavov plynomerov, ktorý pokryje straty dodávateľov plynu. Pre každý región je možné mesačne vypočítať jeden koeficient pre odpočty meračov, pričom sa zohľadnia štatistické údaje o zmenách atmosférického tlaku a kolísaní pretlaku (13).

2.2 Zohľadnenie vplyvu teploty na chybu pri uvedení objemu plynu na štandardné podmienky ( P sv = P otrok, k = 1)

Berúc do úvahy (5), relatívnu chybu pri uvedení pracovného objemu plynu (V slave) do štandardných podmienok ( V st), v dôsledku chyby merania (alebo nedostatku merania) T otrok = T st ± ΔT môžu byť prezentované nasledovne (bez zohľadnenia zmien prebytku a atmosférického tlaku).

(14)

Pre každého? chyba redukcie (korekcia) bude ~0,35 % k nameranému pracovnému objemu V slave (pozri obr. 5).

Obrázok 5. Relatívna chyba (oprava) pri uvedení objemu plynu na štandardné podmienky v dôsledku zmien teploty - δt(vyvíja sa tlak R= 760,127 mmHg)

Nedostatok merania teploty plynu a teda zohľadnenie korekcie objemu plynu od teploty vedie k veľkým chybám pri uvedení objemu plynu na štandardné podmienky, pretože teplota plynu v rôznych obdobiach roka v závislosti od polohy potrubia, sa značne líši (od -20? do +40?) (pozri obr. 5, tabuľky 2, 3).

S rastúcou odchýlkou prevádzková teplota plyn T slave zo štandardnej hodnoty T st veľkosť nerovnováhy sa zvyšuje. Aby sa znížila nerovnováha plynu, výber metódy prepočtu pracovného objemu plynu na štandardné podmienky by sa mal vykonať s prihliadnutím na odporúčania uvedené v tabuľke. 1.

Závery

Pre vysoký a stredný tlak UG od 0,05 do 1,2 MPa vrátane je meranie teploty povinné pomocou korektorov objemu plynu, ktoré implementujú P,T - alebo P,T,Z - prepočet (pozri tabuľku 1). V tomto prípade je relatívna chyba privádzania nameraného pracovného objemu plynu ( V otrok) na štandardné podmienky ( V Art) je určená chybami použitých prevodníkov teploty a tlaku.
Pre siete s pretlakom menším ako 0,05 MPa sa vykoná korekcia teploty:
pre prietoky nad 10 m³/h s použitím elektronických korektorov (T - metóda prepočtu);

Pre bytové domy, ako aj pre obytné, vidiecke alebo záhradné domy, spojené spoločnými sieťami inžinierskej a technickej podpory napojenými na systém centralizovaného zásobovania plynom, zníženie nerovnováhy pri účtovaní spotreby plynu obyvateľstvom je možné riešiť inštaláciou zariadení na hromadné meranie s elektronickými korektormi , ktoré implementujú metódu T - prepočtu . Jednotlivé meracie zariadenia bez teplotnej korekcie sú inštalované v rovnakých podmienkach (v interiéri) a z nich sa z množstva nameraného zberným meracím zariadením určia relatívne chyby spotreby plynu každým bytom alebo domom. Vo forme koeficientu by to malo byť zahrnuté do tarify platby za plyn podľa indikácií jednotlivé zariadeniaúčtovníctvo.

Plynomery s mechanickou teplotnou kompenzáciou typu VK GT približujú pracovný objem plynu na objem plynu pri T st = +20 °C s chybou určenou maximálnymi chybami meradla (±1,5 % alebo ±3,0 % v príslušnom rozsahu prietoku (pozri obr. 6)).

Obrázok 6. Chybová krivka meračov bez teplotnej kompenzácie (VK-G6) a s mechanickou teplotnou kompenzáciou (VK-G6T) pri prietoku 0,4Q max. pri zmene teploty meraného plynu.

3 Zohľadnenie vplyvu prebytku R chata, atmosferická R atm tlak a teplota pre chybu pri uvedení objemu plynu na štandardné podmienky

Výsledná chyba pri uvedení objemu plynu nameraného meračom na štandardné podmienky (s k= 1) je určené:

(15)

Uveďme si príklad výpočtu chyby pri meraní objemu plynu redukovaného na štandardné podmienky pomocou membránových plynomerov s mechanickou teplotnou kompenzáciou typu VK GT (komponent δt v (15) sa rovná 0).

Na obr. 7 znázorňuje typickú chybovú krivku δ ver.sch,V membránového počítadla typu VK GT, získaného pri kalibrácii v metrologickom laboratóriu pri výstupe z výroby - R st = 760,127 mmHg. = 101325 Pa, R g = 0 kPa a T st = +20°С (plná modrá čiara), ako aj krivka chyby merača pri R st = 760,127 mmHg. = 101325 Pa, R g = 2,3 kPa a T st = +20°С (prerušovaná modrá čiara).

Z obr. 7 je vidieť, že merače sú ciachované tak, že chyba pri Q min v absolútnej hodnote nepresahuje 1,2 % a pri Q nom a Q max - 0,6 %.

Obrázok 7. Chybová (kalibračná) krivka merača VK-GT pri P g = 0 kPa (plná modrá čiara) a P g = 2,3 kPa (prerušovaná modrá čiara) a hranice zmien atmosférického tlaku (zelená čiara - spodná hranica červená čiara - horná hranica), pri ktorej chyba merania objemu plynu redukovaného na štandardné podmienky pomocou membránových plynomerov typu VK-GT nepresahuje ±3 %.

Vypočítajme spodnú a hornú hranicu atmosférického tlaku, pri ktorej je chyba pri meraní objemu plynu zníženého na štandardné podmienky δP st, TstV membránové plynomery typ VK-GT at R g = 2,3 kPa a ΔР meradlo = ±500 Pa nepresahuje ±3 %, ako to vyžaduje GOST R 8.741-2011 (pozri (15)).

Počiatočné údaje:

R atm, av = 751,1 mmHg; R meradlo = 2,3 kPa; ΔР meradlo = ±500 Pa; R st = 760,127 mmHg. = 101325 Pa

Chyba merača počas overovania

Potom (pozri (15). δt = 0:

(17)

Teda horná hranica atmosferického tlaku, pri ktorej chyba merania objemu plynu redukovaného na štandardné podmienky membránovými plynomermi typu VK-GT pri. R g = 2,3 kPa a ΔР R atm, max = 752 mmHg. čl. (85 m nad morom).

Vypočítajme spodnú hranicu atmosférického tlaku.

	(18)
	(19)

Teda spodná hranica atmosférického tlaku, pri ktorej sa chyba merania objemu plynu redukovaného na štandardné podmienky membránovými plynomermi typu VK-GT pri. R g = 2,3 kPa a ΔР g = ±500 Pa nepresahuje ±3 %, predstavuje: R atm, min = 728,2 mmHg. čl. (336 m n. m.).

Tabuľka 5 uvádza mestá Ruskej federácie a ich priemernú nadmorskú výšku ako referenciu. Od stola je vidieť, že väčšina miest s miliónom obyvateľov sa nachádza v nadmorskej výške 85÷336 m.

Tabuľka 5 Priemerná výška Ruské mestá nad hladinou mora

Mestá Ruskej federácie	Nadmorská výška, m	Mestá Ruskej federácie	Nadmorská výška, m
Arzamas	150	*Novosibirsk	145
Vladivostok	183	*Omsk	85-89
*Volgograd	134	Orenburg	110
Voronež	104	*permský	166
*Jekaterinburg	250	*Rostov na Done	6
Irkutsk	469	*Samara	114
*Kazan	128	Saratov	80
Krasnodar	34	*Petrohrad	5
*Krasnojarsk	276	*Ufa	148
*Moskva	156	Chabarovsk	79
*N. Novgorod	130	*Čeljabinsk	250
* - milionárske mestá

Takže v rozsahu zmien atmosférického tlaku:

728,2 mmHg (336 m nad morom) ≤ R atm ≤ 752 mmHg (85 m nad morom) chyba merača VK-GT pri meraní objemu plynu zníženého na štandardné podmienky nepresahuje ±3,0%, čo zodpovedá požiadavkám GOST R 8.741-2011. (Moskva - 186 m nad morom, Arzamas - 150 m nad morom).

4 Záver.

Pre strednotlakové a vysokotlakové siete s pretlakom nad 0,05 MPa sa odporúča použiť elektronické korektory, ktoré implementujú metódy P,T,Z a P,T - prepočet pracovného objemu plynu na štandardné podmienky.

Pre siete s pretlakom menším ako 0,05 MPa (obyvateľstvo, verejný sektor), s výraznou zmenou teploty pracovného prostredia, sa odporúča použiť metódu T - prepočet pracovného objemu plynu na štandardné podmienky. Zároveň sa pre meradlá s elektronickou korekciou teploty predpokladá, že tlak je podmienene konštantná hodnota a mení sa v súlade s vyvinutým a certifikovaným MI. V prípade vodomerov s mechanickou teplotnou kompenzáciou sa tlak berie do úvahy zavedením korekčného faktora vypočítaného mesačne pre každú oblasť na základe štatistických údajov o zmenách atmosférického tlaku a kolísaní pretlaku (13).

Pre domáce merače plyn inštalovaný v interiéri, neexistujú žiadne požiadavky na použitie korekcie teploty, ak odchýlka teploty od štandardnej hodnoty nepresiahne ±5°C. Uvedenie objemu plynu na štandardné podmienky, ak teplotná odchýlka presahuje ±5°C, sa vykonáva podľa špeciálnych metód schválených predpísaným spôsobom.

Pre zníženie nerovnováhy v meraní plynu pre domácnosti vybavené individuálnymi plynovými rozvodmi je potrebné zabezpečiť inštaláciu kolektívnych zariadení s elektronickými korektormi, ktoré implementujú metódu T-prepočtu. Jednotlivé meracie zariadenia bez teplotnej korekcie sú inštalované v rovnakých podmienkach (v interiéri) a z nich sa z množstva nameraného zberným meracím zariadením určia relatívne chyby spotreby plynu každým bytom alebo domom. Ten by mal byť zahrnutý ako koeficient do tarify platby za plyn na základe odpočtov jednotlivých meracích zariadení.

Vplyv tlaku a teploty plynu na chybu uvedenia pracovného objemu na štandardné podmienky, ako je uvedené vyššie, a výsledné závislosti vzorca môžu byť použité ako základ pre výpočet korekcií na zníženie nevyváženosti pri účtovaní plynu (13-15).

Pre membránové plynomery typu VK-GT sú hranice zmeny atmosférického tlaku, pri ktorých chyba uvedenia pracovného objemu plynu do štandardných podmienok nepresiahne ±3 % (za predpokladu, že δt= 0) sú 728,2 mmHg. - 752 mmHg.

Literatúra

1. Federálny zákon č. 261 „O úsporách energie a zvyšovaní energetickej účinnosti ao zmene a doplnení niektorých zákonov Ruskej federácie“.
2. Gorodnitsky I.N., Kubarev L.P. Regulačná podpora pre meranie plynu v Ruskej federácii./ Gas business, Moskva, január-február 2006, s. 55-57.
3. MI 3082 - 2007 Výber metód a prístrojov na meranie prietoku a množstva spotrebovaného zemného plynu v závislosti od prevádzkových podmienok na meracích staniciach. Odporúčania pre výber pracovných noriem na ich overenie.
4. Zabezpečenie jednotnosti meraní. Organizácia meraní zemného plynu. STO Gazprom 5.32-2009.
5. GOST R 8.740 - 2011. Spotreba a množstvo plynu. Metodika vykonávania meraní pomocou turbínových, rotačných a vírových prietokomerov a počítadiel.
6. GOST R 8.741-2011. OBJEM ZEMNÉHO PLYNU. Všeobecné požiadavky na meracie techniky.
7. Nariadenie vlády Ruskej federácie zo 6. mája 2011 N 354 „O ustanovení komunálne služby vlastníkov a užívateľov priestorov v bytové domy A obytné budovy“ v znení účinnom zo dňa 19.9.2013.