З метою однозначності розуміння використовуваної термінології введемо такі визначення: Розрахункова ділянка газопроводу- Ділянка, в межах якої немає зміни витрати газу; відсутні джерела, що підвищують тиск газу, наприклад, компресорні станції; відсутні пристрої дроселюючий тиск газу (ГРС, ГРП, ГРУ тощо); немає зміни діаметра трубопроводу або типу прокладки, наприклад підземний, підводний, наземний або надземний.
Розподільні газопроводи, що входять до системи газопостачання, поділяються на:
1. кільцеві; 2. тупикові; 3. змішані.
Газопроводи систем газопостачання залежно 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 газуі газоповітряних сумішей та 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 та стандартні умови.
Нормальними умовами прийнято вважати тиск газу = 101.325 кПа та його температуру = 0 °С або = 273.2 К. ГОСТи на паливні гази прийнято затверджувати при температурі =+20 °С та = 101.32 кПа (760 мм рт.ст.), у зв'язку з цим ці умови називають стандартними. Нормальні та 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 за нормальних та стандартних умов, призводити до заданих умов температури та тиску. Наведені вище співвідношення набудуть наступного вигляду:
;
,
де - обсяг газу при нормальних умовах(, ), ; - обсяг газу при тиску та температурі °С, ; - Нормальний тиск газу, = 101.325 кПа = 0.101325 МПа, (760 мм рт.ст.); 273.2 – нормальна температура, тобто. , До; - Обсяг газу при стандартних умовах (температурі = 273.2 +20 = 293.2 і тиску),.
Густина.
Щільність суміші сухих газів (спрощена залежність, що наводиться тільки для перевірки отриманих результатів розрахунку) можна визначити як суму творів щільності компонентів на їх об'ємні частки у %
де - густина суміші сухого газу, кг/; - об'ємна частка i компонента у суміші, %; - Щільність i компонента, кг/.
У програмному комплексі розрахунок щільності суміші газів проводиться з урахуванням температури та тиску за спеціальною програмою. Тому при перевірці результатів розрахунку, значення щільності, визначені залежно від *, можуть дещо відрізнятися від величин наведених у таблицях комплексу "ZuluGaz".
Теплота спалювання.
Нижчу теплоту згоряння суміші газів визначають як суму творів величин теплоти згоряння горючих компонентів на їх об'ємні частки %
,
де - нижча теплота згоряння i компонента, ккал/(кДж/).
1 Облік та небаланс газу
Федеральний закон № 261 «Про енергозбереження та підвищення енергетичної ефективності та про внесення змін до окремих законодавчих актів Російської Федерації», передбачає повсюдне вимірювання споживаного газу та комунальних ресурсів у споживача. Встановлення приладів обліку підвищує прозорість розрахунків за спожиті енергоресурси та забезпечує можливості для них реальної економії, насамперед — за рахунок кількісної оцінки ефекту від заходів з енергозбереження, що проводяться, 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), газорозподільною організацією (ГРО) та покупцем (споживачем) газу відповідно до договорів постачання та надання послуг з транспортування газу.
- Контроль за витратними та гідравлічними режимами систем газопостачання.
- Аналіз та оптимальне управління режимами постачання та транспортування газу.
- Складання балансу газу в газотранспортній та газорозподільній системах.
- Контроль за раціональним та ефективним використаннямгазу.
Центральними питаннями при обліку природного газу є достовірність обліку та забезпечення збігу результатів вимірювання на вузлах обліку постачальника та споживачів: наведений до стандартних умов обсяг газу, відпущений постачальником, має бути дорівнює сумінаведених до стандартних умов обсягів газу, одержаних усіма споживачами. Остання задача називається зведенням балансів у межах стійкої структури газорозподілу.
Слід зазначити різницю, що існує між вимірюванням витрати та кількості газу, та їх обліком. На відміну від результатів вимірювань, що завжди містять похибку (невизначеність), облік здійснюється між постачальником та споживачем за взаємоузгодженими правилами, що забезпечують формування значення обсягу природного газу в умовах, що не містять жодної невизначеності.
При переміщеннях газу від УУГ постачальника (на ГРС) до УУГ (див. рис. 1) споживача його температура змінюється в результаті взаємодії з трубопровідною мережею ГРО. Значення температури на вході в УУГ споживача носять випадковий характер, пов'язаний із змінами температури середовища, що оточує трубопроводи ГРО та споживача (повітря, підземний грунт, підводні дюкери, опалювані та не опалювані приміщення тощо).
Рисунок 1. Логістика природного газу Єдиної системи газопостачання Значення обсягів, наведених до стандартних умов, що використовуються при врахуванні газу, передбачають рівність відпущеного та спожитого обсягу газу, незалежно від його температури або, пов'язаного з нею, тиску. Однак наявність між постачальником та споживачем газу трубопровідної мережі, що є джерелом або споживачем тепла, може у звітний період порушити зазначений баланс газу з причин, що не залежать як від постачальника та споживача, так і від транспортувальника газу (ГРО).
У разі, коли погодні, кліматичні чи інші випадкові умови призводять до того, що температура газу, виміряна у всіх або більшій частині споживачів вище, ніж виміряна постачальником на ГРС, з'являється позитивний небаланс газу, який юридично неможливо віднести на збитки будь-якої сторони договору постачання та транспортування газу.
Основними принципами організації обліку газу, що дозволяють мінімізувати втрати в Єдиній системі газопостачання, є:
- порівневий вузловий облік, включаючи ГДО та кінцевих споживачів;
- ієрархічна зміна вимог до похибки вимірювань на кожному рівні;
- повсюдний облік кінцевих споживачів;
- централізація та автоматизація збору даних про споживання з усіх рівнів.
Прилади обліку найвищої точності повинні встановлюватись на ГІС та на виходах з магістральних газопроводів(МР), тобто на ГРС.
Оснащення вузлів обліку також має виконуватися з урахуванням їхнього рівня.
На нижньому рівні значно зростають вимоги до збільшення діапазону вимірювань приладів.
При вимірі витрати газу менше 10 м³/год застосовують лічильники з механічною (електронною) температурною компенсацією. Якщо максимальне значення витрати газу на вузлі обліку перевищує 10 м³/год, то лічильник має бути забезпечений електронним коректором, який забезпечує реєстрацію імпульсів, що надходять від лічильника, вимірює температуру газу та обчислює обсяг газу, наведений до стандартних умов. При цьому застосовують умовно-постійні значення тиску та коефіцієнта стисливості газу.
Діафрагмові лічильники газу, прості та надійні в експлуатації, доцільно встановлювати в газових мережахз 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 (наведених до стандартних умов), для підвищення надійності та достовірності вимірювань обсягу 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 надлишковому тиску та в діапазоні зміни об'ємної витрати від 10 м³/год до 100 м³/год, при надмірному тиску більше 0,005 МПа вимірювання об'єму газу проводять тільки з використанням обчислювачів або коректорів обсягу газу.
Перетворювачі витрати з автоматичною корекцією об'єму газу тільки за його температурою застосовують при надлишковому тиску не більше 0,05 МПа та об'ємному витраті не більше 100 м³/год.
За відсутності у лічильника температурного компенсатора, приведення обсягу газу до стандартних умов виконують згідно спеціальним методикам, Затвердженим у встановленому порядку.
Приведення об'ємної витрати або обсягу газу за робочих умов до стандартних умов залежно від застосовуваних СІ параметрів потоку та середовища та методу визначення щільності газу за робочих та/або стандартних умов слід виконувати з урахуванням рекомендацій, зазначених у таблиці 1 [ , , ].
| Найменування методу | Умови застосування методу | |||
|---|---|---|---|---|
| Похибка вимірювання обсягу, наведеного до стандартних умов, % | Максимальна робоча витрата, що допускається, м3/ч | Максимальний допустимий надлишковий тиск, МПа | Вимірюване середовище | |
| Т-перерахунок | 3 | 100 | 0,05 | Газ низького тиску та комунально-побутового сектору |
| Р,Т - перерахунок | 3 (до 10³ н. м³/год) 2,5 (10? - 4 · 10? н. м? / год) |
1000 | 0,3 | Однокомпонентні або багатокомпонентні гази із стабільним компонентним складом |
| Р, Т, Z - перерахунок | 2,5 (понад 4·10³ - 2·10 4 н. м³/год) 1,5 (2·10 4 - 10 5 н. м³/год) 1,0 (понад 10 5 н. м³/год) |
Понад 1000 | Понад 0,3 | Гази, для яких є дані про коефіцієнт стисливості |
| ρ - Перерахунок | 2,5 (понад 4·10³ - 2·10 4 н.м³/год) 1,5 (2·10 4 - 10 5 н. м³/год) 1,0 (понад 10 5 н. м³/год) |
Понад 1000 | Понад 0,3 | Гази, для яких відсутні дані про коефіцієнт стисливості |
2 Облік впливу температури та тиску на похибку вимірювання об'єму газу
Для об'ємних перетворювачів витрати (турбінні, ротаційні, вихрові, діафрагмові, ультразвукові) обсяг газу, наведений до стандартних умов, розраховують за формулами:
де Vраб, Vст; Pраб, Pст; Tраб, TСТ; ρ раб, ρ СТ — робочі та стандартні значення обсягу, тиску, температури та щільності газу відповідно; kпідст (k); Pпідст - підстановочні (робочі) значення коефіцієнта стисливості та тиску газу відповідно.
Похибки лічильників та вибір того чи іншого методу перерахунку безпосередньо впливають на небаланс газу. Застосування приладів підвищеного класу точності та електронних коректорів, що реалізують метод P, T, Z – перерахунку, дозволяє значно зменшити небаланс газу. Чим більша витрата, тим вище має бути точність приладу обліку, що застосовується (див. табл. 1).
Аналіз метрологічних та експлуатаційних характеристик різних типівперетворювачів витрати показує, що найбільш прийнятними для комерційних вимірювань обсягу газу в мережах ГРО і кінцевих споживачів є турбінні, діафрагмові і ротаційні лічильники. Невипадково турбінні та ротаційні лічильники газу провідних фірм-виробників застосовуються як майстер-лічильники у перевірочних установках, оскільки мають малу похибку, що укладається в межах 0,3% (при зменшенні діапазону вимірювання).
Перетворимо (3) наступним чином
 |
(5) |
2.1 Врахування впливу тиску на похибку приведення обсягу газу до стандартних умов ( Тст = Траб, k = 1)
| (6) | |
 |
(7) |
З урахуванням (6, 7) відносну похибку приведення виміряного робочого об'єму газу ( V V ст), обумовлену похибкою виміру (або відсутністю виміру) абсолютного тиску газу Pраб = Pатм + Pхат можна уявити так
| (8) |
Зі збільшенням надлишкового тиску в газопроводі та відхилення ΔPатм величина небалансу зростає. З метою зменшення небалансу газу вибір методу перерахунку робочого обсягу газу до стандартних умов слід проводити з урахуванням рекомендацій, наведених у табл. 1.
Для УУГ високого та 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). У цьому випадку відносна похибка приведення виміряного робочого об'єму газу (V раб) до стандартних умов ( Vст), обумовлюється похибкою застосовуваних датчиків абсолютного тиску та температури.
Для мереж з надлишковим тиском трохи більше 0,05 МПа і витратами трохи більше 100 м³/ч корекція тиску недоцільна, т.к. споживачами газу є, в основному, населення та 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 потребує значних коштів на її підтримку, що є економічно недоцільним. У цьому випадку для зниження небалансу при обліку газу рекомендується вводити поправки щодо тиску (див. Розд. 2.1.1).
У світовій практиці відомий випадок, коли Брітіш Газ (British Gas) був змушений демонтувати сотні тисяч ультразвукових лічильників та замінити їх на діафрагмові через низьку надійність системи та дороге обслуговування.
2.1.1 Аналіз впливу тиску на похибку приведення обсягу газу до стандартних умов у мережах низького тиску
Надлишковий тиск у мережах низького тиску повинен підтримуватись у наступному діапазоні: 1,2 кПа ÷ 3 кПа. Відхилення тиску від заданого значення не повинно перевищувати більше 0,0005 МПа (0,5 кПа, 5 мбар) (див. Розд.V, п.13).
а)Розрахуємо поправку до робочого обсягу газу, обумовлену наявністю надлишкового тиску в газопроводі, без урахування зміни атмосферного тиску. Середнє значення надлишкового тиску приймемо Pхат = 2,3 кПа - див. (7).
Графік виправлення δPхат при зміні Рхат в діапазоні 1,2 кПа ÷ 3,0 кПа без урахування та з урахуванням впливу Δ Рб = ±0,5 кПа представлений на рис. 2. Для Pхат = 2,3 кПа поправка складе
Графік виправлення δPатм представлено на рис. 3. При зниженні атмосферного тиску кожні 10 мм.рт.ст. щодо Pст = 760,127 мм.рт.ст. поправка складе δPатм = -1,3%.
Малюнок 3. Виправлення δPатм до робочого обсягу газу, зумовлена зміною атмосферного тиску. в)Результуюча поправка по тиску при Рхат = 2,3 кПа та ΔРхат = ±0,5 кПа представлена в табл. 4 та на рис. 4 (див. (7)).
Рисунок 4. Поправки приведення обсягу газу до стандартних умов, зумовлені зміною Ратм при Рхат = 2,3 кПа та ΔРхат = ±0,5 кПа (температура приймається Т = +20 °С) | Місяць | Порівн. значення t, °С | Порівн. знач. атм. тиску, мм рт.ст | Мінім. знач. атм. тиску, Pхв, мм.рт.ст | Макс. знач. атм. тиску, Pмакс, мм.рт.ст | Мінім. знач. температури, Tхв, °С | Макс. знач. температури, Tмакс, °С |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Червень, 2012 | 21,9 | 747,6 | 739,0 | 752,0 | 16 | 28 |
| Липень, 2012 | 24,9 | 750,2 | 742,0 | 756,0 | 17 | 31 |
| Серпень, 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 |
| Порівн. знач. тиску за рік, Рср, мм.рт.ст. |
751,1 |
| Місяць | Порівн. значення t, °С | Порівн. знач. атм. тиску, мм рт.ст | Мінім. знач. атм. тиску, Pхв, мм.рт.ст | Макс. знач. атм. тиску, Pмакс, мм.рт.ст | Мінім. знач. температури, Tхв, °С | Макс. знач. температури, Tмакс, °С |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Червень, 2012 | 25,8 | 722,6 | 717,0 | 728,0 | 18 | 33 |
| Липень, 2012 | 26,6 | 722,1 | 718,0 | 725,0 | 19 | 32 |
| Серпень, 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 |
| Порівн. знач. тиску за рік, Рср, 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 |
| ΔPатм, мм.рт.ст. | −60 | −50 | −40 | −30 | −20 | −10 | 0 | +10 | +20 | +30 | +40 |
| ΔPатм/P ст, % | −7,89 | −6,57 | −5,3 | −3,94 | −2,63 | −1,31 | 0 | +1,31 | +2,63 | +3,94 | +5,3 |
| ΔPхат / P ст, % | 2,3 | ||||||||||
| Pатм, мм.рт.ст. | 700 | 710 | 720 | 730 | 740 | 750 | 760,127 | 770 | 780 | 790 | 800 |
2.1.2 Висновки.
При перерахуванні робочого об'єму газу до стандартного обсягу наявність Pхат у газовій мережі призводить до позитивної поправки. Якщо прийняти, що надлишковий тиск у газових мережах низького тиску (до 0,005 МПа) у середньому становить 2,3 кПа (23 мбар), то виправлення δPхат = 2,3% - див. рис. 2.
Зменшення атмосферного тиску щодо Pст = 760,127 мм.рт.ст. призводить до негативної поправки: на кожні 10 мм.рт.ст - поправка δPатм = -1,3% (див. рис.3).
Середній атмосферний тиск протягом року змінюється і, як правило, виявляється нижчим за стандартне значення Pст = 760,127 мм.рт.ст. (Наприклад див. табл. 2 і 3: Рпорівн = 751,1 мм.рт.ст. - Арзамас, ПФО; Рср = 724,2 мм.рт.ст - сел. Хасанья, КБР).
Зменшення атмосферного тиску порівняно з Рст = 760,127 мм.рт.ст на 17,7 мм.рт.ст. повністю компенсує поправку за тиском обумовлену Рхат = 2,3 кПа.
При атмосферному тиску:
- нижче значення Ратм = 742,4 мм.рт.ст
Vст< Vсч, δр < 0 - вище за значення Р атм = 742,4 мм.рт.ст.
Vсч< Vст, 0< δр
Для лічильників без корекції тиску (відсутня датчик абсолютного тиску) відносна похибка приведення виміряного робочого об'єму газу ( Vраб) до стандартних умов ( Vст) визначається (13).
Приведення робочого обсягу газу до стандартних умов необхідно проводити з урахуванням коливань тиску газу в мережі та зміни атмосферного тиску.
У газових мережах із надлишковим тиском не більше 0,05 МПа (населення та комунально-побутовий сектор) застосовують метод T — перерахунку. Облік тиску під час приведення робочого обсягу газу до стандартних умов проводять шляхом введення єдиного коефіцієнта до показань лічильника, який перекриватиме втрати постачальників газу. Єдиний коефіцієнт до показань лічильника може обчислюватися щомісяця кожного регіону з урахуванням статистичних даних щодо зміни атмосферного тиску і коливань надлишкового тиску (13).
2.2 Врахування впливу температури на похибку приведення обсягу газу до стандартних умов ( Pст = Pраб, k = 1)
З урахуванням (5) відносну похибку приведення робочого об'єму газу (V раб) до стандартних умов ( Vст), обумовлену похибкою виміру (або відсутністю виміру) Tраб = Tст ± ΔTможна уявити так (без урахування зміни надлишкового та атмосферного тиску).
 |
(14) |
На кожний? похибка приведення (поправка) становитиме ~0,35 % до виміряного робочого обсягу V раб (див. рис. 5).
Рисунок 5. Відносна похибка (поправка) приведення обсягу газу до стандартних умов, обумовлена зміною температури. δt(тиск приймається Р= 760,127 мм.рт.ст.) Відсутність вимірювання температури газу і відповідно до обліку поправки обсягу газу від температури призводить до великих похибок при приведенні обсягу газу до стандартних умов, оскільки температура газу в різну пору року в залежності від положення трубопроводу змінюється в широких межах (від -20? до +40?) (Див. рис. 5, табл. 2, 3).
Зі збільшенням відхилення робочої температуригазу T раб від стандартного значення Tст величина небалансу зростає. З метою зменшення небалансу газу вибір методу перерахунку робочого обсягу газу до стандартних умов слід проводити з урахуванням рекомендацій, наведених у табл. 1.
Висновки
Для УУГ високого та середнього тиску від 0,05 до 1,2 МПа включно вимірювання температури є обов'язковим із застосуванням коректорів об'єму газу, що реалізують P, T – або P, T, Z – перерахунок (див. табл. 1). У цьому випадку відносна похибка приведення виміряного робочого об'єму газу ( Vраб) до стандартних умов ( Vст), обумовлюється похибками застосовуваних перетворювачів температури та тиску.
Для мереж із надлишковим тиском менше 0,05 МПа корекція за температурою проводиться:
для витрат вище 10 м³/год із застосуванням електронних коректорів (метод T - перерахунку);
Для багатоквартирних будинків, а також для житлових, дачних або садових будинків, об'єднаних загальними мережами інженерно-технічного забезпечення, підключеними до системи централізованого газопостачання, зменшення небалансу, при обліку споживання газу населенням, може бути вирішено шляхом встановлення колективних приладів обліку з електронними коректорами, що реалізують метод T — перерахунку . Індивідуальні прилади обліку без корекції за температурою встановлюються за однакових умов (всередині приміщень) і з них визначаються відносні похибки споживання газу кожною квартирою чи будинком від обсягу, виміряного по колективному приладу обліку. Як коефіцієнт це повинно закладатися в тариф оплати за газ за показаннями індивідуальних приладівобліку.
Лічильники газу з механічною термокомпенсацією типу ВК GT приводять робочий об'єм газу до об'єму газу при Тст = +20 °З похибкою, що визначається граничними похибками лічильника (±1,5% або ±3,0% у відповідному діапазоні витрат (див. рис. 6)).
Рисунок 6. Крива похибки лічильників без термокомпенсації (ВК-G6) та з механічною термокомпенсацією (ВК-G6Т) на витраті 0,4Q макс. при зміні температури вимірюваного газу. 3 Облік впливу надлишкового Рхат, атмосферного Ратм тиску та температури на похибку приведення обсягу газу до стандартних умов
Результуюча похибка приведення до стандартних умов обмірюваного лічильником обсягу газу (при k= 1) визначається:
| (15) |
Розглянемо приклад розрахунку похибки вимірювання обсягу газу, наведеного до стандартних умов, діафрагмовими лічильниками газу з механічною температурною компенсацією типу ВК GT (складова δt(15) приймається рівною 0).
На рис. 7 наведено типову криву похибки δ повер.cч,Vдіафрагменного лічильника типу ВК GT, отримана при калібруванні в метрологічній лабораторії при виході з виробництва Рст = 760,127 мм.рт.ст. = 101325 Па, Рхат = 0 кПа та Тст = +20°С (суцільна синя лінія), а також крива похибки лічильника при Рст = 760,127 мм.рт.ст. = 101325 Па, Рхат = 2,3 кПа та Тст = +20 ° С (штрихова синя лінія).
З рис. 7 видно, що лічильники калібруються таким чином, що похибка при Qхв за абсолютною величиною не перевищує 1,2%, а при Qном і Qмакс - 0,6%.
Рисунок 7. Крива похибки (калібрування) лічильника ВК-GT при Рб = 0 кПа (суцільна синя лінія) і Рб = 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, наведеного до стандартних умов, діафрагмовими лічильниками газу типу ВК-GT не виходить за межі ±3%. Розрахуємо нижню та верхню межі атмосферного тиску, при якому похибка вимірювання об'єму газу, наведеного до стандартних умов δPст,TстV діафрагмовими лічильниками газу типу ВК-GT при Рхат = 2,3 кПа та ΔРхат = ±500 Па не виходить за ±3%, як цього вимагає ГОСТ Р 8.741-2011 (див. (15)).
Вихідні дані:
Ратм, порівн = 751,1 мм.рт.ст.; Рхат = 2,3 кПа; ΔРхат = ±500 Па; Рст = 760,127 мм.рт.ст. = 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, наведеного до стандартних умов, діафрагмовими лічильниками газу типу ВК-GT при Рхат = 2,3 кПа та ΔР Ратм, макс = 752 мм. 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, наведеного до стандартних умов, діафрагмовими лічильниками газу типу ВК-GT при Рхат = 2,3 кПа та ΔРхат = ±500 Па не виходить за ±3%, становить: Ратм, хв = 728,2 мм. ст. (336 м над ур. моря).
У таблиці 5 для довідки наведено міста РФ та його середні висоти над рівнем моря. З табл. видно, 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, у діапазоні зміни атмосферного тиску:
728,2 мм.рт.ст (336 м. над ур. моря) ≤ Ратм ≤ 752 мм.рт.ст (85 м над ур. моря) похибка лічильника ВК-GT при вимірюванні об'єму газу наведеного 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 та високого тиску з надлишковим тиском понад 0,05 МПа рекомендується застосовувати електронні коректори, що реалізують методи P,T,Zі P,T - перерахування робочого обсягу газу до стандартних умов.
Для мереж із надлишковим тиском менше 0,05 МПа (населення, комунально-побутовий сектор) при значній зміні температури робочого середовища рекомендується застосовувати метод T – перерахування робочого обсягу газу до стандартних умов. При цьому для лічильників з електронною корекцією за температурою тиск приймається умовно-постійною величиною і змінюється відповідно до розробленої та атестованої МІ. Для лічильників з механічною термокомпенсацією тиск враховується шляхом введення поправного коефіцієнта, що обчислюється щомісяця для кожного регіону на основі статистичних даних щодо зміни атмосферного та коливань надлишкового тиску (13).
Для побутових лічильниківгазу, що встановлюються всередині приміщення, не висувається жодних вимог до застосування температурної корекції, якщо відхилення температури від стандартного значення не перевищує ±5°С. Приведення об'єму газу до стандартних умов при перевищенні відхилення температури більш ніж на ±5°С виконують згідно зі спеціальними методиками, затвердженими в установленому порядку .
Для зниження небалансу при обліку газу у населення, обладнаних індивідуальними УУГ, необхідно передбачити встановлення колективних приладів з електронними коректорами, які реалізують метод T-перерахунку. Індивідуальні прилади обліку без корекції за температурою встановлюються за однакових умов (всередині приміщень) і з них визначаються відносні похибки споживання газу кожною квартирою чи будинком від обсягу, виміряного по колективному приладу обліку. Як коефіцієнт це має закладатися в тариф оплати за газ за показаннями індивідуальних приладів обліку.
Вплив тиску та температури газу на похибку приведення робочого об'єму до стандартних умов, представлені вище, та отримані формульні залежності можуть бути покладені в основу обчислення поправок для зниження небалансу при обліку газу (13-15).
Для діафрагмових лічильників типу ВК-GT межі зміни атмосферного тиску, за яких похибка приведення робочого об'єму газу до стандартних умов не виходить за межі ±3% (за умови, що δt= 0) становлять 728,2 мм.рт.ст. - 752 мм.рт.ст.
Література
- Федеральний закон № 261 «Про енергозбереження та про підвищення енергетичної ефективності та про внесення змін до окремих законодавчих актів Російської Федерації».
- Городницький І.М., Кубарьов Л.П. Нормативне забезпечення обліку газу Російської Федерації. / Газовий бізнес, Москва, січень-лютий, 2006р., з. 55-57.
- МІ 3082 - 2007 Вибір методів та засобів вимірювань витрати та кількості споживаного природного газу залежно від умов експлуатації на вузлах обліку. Рекомендації щодо вибору робочих стандартів для їх перевірки.
- Забезпечення єдності вимірів. Організація вимірів газу. СТО "Газпром" 5.32-2009.
- ГОСТ Р 8.740 - 2011. Витрата та кількість газу. Методика виконання вимірювань за допомогою турбінних, ротаційних та вихрових витратомірів та лічильників.
- ГОСТ Р 8.741-2011. ОБСЯГ природного газу. Загальні вимогидо методик вимірів.
- Постанова уряду РФ від 6 травня 2011 року N 354 «Про надання комунальних послугвласникам та користувачам приміщень у багатоквартирних будинкахі житлових будинків», із змінами на 19 вересня 2013 року.