Приведение газов к стандартным условиям. Небаланс газа. Влияние температуры и давления газа на приведение объема к стандартным условиям

С целью однозначности понимания используемой терминологии введем следующие определения: Расчетный участок газопровода - участок, в пределах которого нет изменения расхода газа; отсутствую какие-либо источники, повышающие давление газа, например, компрессорные станции; отсутствуют устройства дросселирующие давление газа (ГРС, ГРП, ГРУ и т.д.); нет изменения диаметра трубопровода или типа прокладки, например, подземный, подводный, наземный или надземный.

Распределительные газопроводы, входящие в систему газоснабжения, подразделяются на:

1. кольцевые; 2. тупиковые; 3. смешанные.

Газопроводы систем газоснабжения в зависимости от давления транспортируемого газа делятся на:

1. газопроводы высокого давления 1 категории - при рабочем давлении газа свыше 0,6 МПа (6 кгс/см2) до 1,2 МПа (12 кгс/см2) включительно для природного газа и газовоздушных смесей и до 1,6 МПа (16 кгс/см2) для сжиженных углеводородных газов (СУГ); 2. газопроводы высокого давления II категории - при рабочем давлении газа свыше 0,3 МПа (3 кгс/см2) до 0,6 МПа (6 кгс/см2); 3. газопроводы среднего давления - при рабочем давлении газа свыше 0,005 МПа (0,05 кгс/см2 до 0,3 МПа (3 кгс/см2); 4. газопроводы низкого давления - при рабочем давлении газа до 0,005 МПа (0,05 кгс/см2) включительно.

Нормальные и стандартные условия.

Нормальными условиями принято считать давление газа = 101.325 кПа и его температуру = 0 °С или = 273.2 К. ГОСТы на топливные газы принято утверждать при температуре =+20 °С и = 101.32 кПа (760 мм рт.ст.), в связи с этим эти условия называют стандартными. Нормальные и стандартные условия введены для сравнения объёмных количеств различных газов. Приведение газа к нормальным условиям осуществляется по следующему уравнению:

..

Аналогично для приведения газа к стандартным условиям

..

Иногда приходится газ, находящийся при нормальных и стандартных условиях, приводить к заданным условиям температуры и давления. Приведенные выше соотношения примут следующий вид:

;

,

где - объём газа при нормальных условиях (, ), ; - объём газа при давлении и температуре °С, ; - нормальное давление газа, = 101.325 кПа = 0.101325 МПа, (760 мм рт.ст.); 273.2 - нормальная температура, т.е. , К; - объём газа при стандартных условиях (температуре = 273.2+20 =293.2 и давлении ),.

Плотность.

Плотность смеси сухих газов (упрощенная зависимость, приводится только для проверки полученных результатов расчета) можно определить как сумму произведений плотности компонентов на их объёмные доли в %

где - плотность смеси сухого газа, кг/; - объёмная доля i компонента в смеси, %; - плотность i компонента, кг/.

В программном комплексе расчет плотность смеси газов производится с учетом температуры и давления по специальной программе. Поэтому при проверке результатов расчета, значения плотности, определенные по зависимости *, могут несколько отличатся от величин приведенных в таблицах комплекса "ZuluGaz".

Теплота сгорания.

Низшую теплоту сгорания смеси газов определяют как сумму произведений величин теплоты сгорания горючих компонентов на их объёмные доли в %

,

где - низшая теплота сгорания i компонента, ккал/ (кДж/).

1 Учет и небаланс газа

Федеральный закон № 261 «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации», предусматривает повсеместное измерение потребляемого газа и коммунальных ресурсов у потребителя . Установка приборов учета повышает прозрачность расчетов за потребленные энергоресурсы и обеспечивает возможности для их реальной экономии, прежде всего — за счет количественной оценки эффекта от проводимых мероприятий по энергосбережению, позволяет определить потери энергоресурсов на пути от источника до потребителя.

Основными целями учета расхода газа являются:

  • Получение оснований для расчетов между поставщиком, газотранспортной организацией (ГТО), газораспределительной организацией (ГРО) и покупателем (потребителем) газа, в соответствии с договорами поставки и оказания услуг по транспортировке газа.
  • Контроль за расходными и гидравлическими режимами систем газоснабжения.
  • Анализ и оптимальное управление режимами поставки и транспортировки газа.
  • Составление баланса газа в газотранспортной и газораспределительной системах.
  • Контроль за рациональным и эффективным использованием газа.

Центральными вопросами при учете природного газа являются достоверность учета и обеспечение совпадения результатов измерения на узлах учета поставщика и потребителей: приведенный к стандартным условиям объем газа, отпущенный поставщиком, должен быть равен сумме приведенных к стандартным условиям объемов газа, полученных всеми потребителями. Последняя задача называется сведением балансов в пределах устойчивой структуры газораспределения.

Следует отметить различие, существующее между измерением расхода и количества газа, и их учетом. В отличие от результатов измерений, всегда содержащих погрешность (неопределенность), учет осуществляется между поставщиком и потребителем по взаимосогласованным правилам, обеспечивающим формирование значения объема природного газа в условиях, не содержащих никакой неопределенности.

При перемещениях газа от УУГ поставщика (на ГРС) до УУГ (см. рис. 1, ) потребителя его температура изменяется в результате взаимодействия с трубопроводной сетью ГРО. Значения температуры на входе в УУГ потребителя носят случайный характер, связанный с изменениями температуры среды, окружающей трубопроводы ГРО и потребителя (воздух, подземный грунт, подводные дюкеры, отапливаемые и не отапливаемые помещения и т.д.).



Рисунок 1. Логистика природного газа в Единой системе газоснабжения

Используемые при учёте газа значения объёмов, приведенных к стандартным условиям, предусматривают равенство отпущенного и потреблённого объёма газа, независимо от его температуры или, связанного с нею, давления. Однако наличие между поставщиком и потребителем газа трубопроводной сети, являющейся источником или потребителем тепла, может в отчётный период нарушить указанный баланс газа по причинам, не зависящим как от поставщика и потребителя, так и от транспортировщика газа (ГРО).

В случае, когда погодные, климатические или другие случайные условия приводят к тому, что температура газа, измеренная у всех или большей части потребителей выше, чем измеренная поставщиком на ГРС, появляется положительный небаланс газа, который юридически невозможно отнести на убытки любой из сторон — участников договора поставки и транспортировки газа.

Основными принципами организации учета газа, позволяющими минимизировать потери в Единой системе газоснабжения, являются :

  • поуровневый узловой учет, включая ГДО и конечных потребителей;
  • иерархическое изменение требований к погрешности измерений на каждом уровне;
  • повсеместный учет у конечных потребителей;
  • централизация и автоматизация сбора данных о потреблении со всех уровней.

Приборы учета самой высокой точности должны устанавливаться на ГИС и на выходах из магистральных газопроводов (МГ), т.е на ГРС.

Оснащение узлов учета также должно выполняться с учетом их уровня.

На нижнем уровне существенно возрастают требования к увеличению диапазона измерений приборов.

При измерении расхода газа менее 10 м³/ч применяют счетчики с механической (электронной) температурной компенсацией. Если максимальное значение расхода газа на узле учета превышает 10 м³/ч, то счетчик должен быть снабжен электронным корректором, который обеспечивает регистрацию импульсов, поступающих от счетчика, измеряет температуру газа и вычисляет объем газа, приведенный к стандартным условиям. При этом применяют условно-постоянные значения давления и коэффициента сжимаемости газа.

Диафрагменные счетчики газа, простые и надежные в эксплуатации, целесообразно устанавливать в газовых сетях с максимальным избыточным давлением, не превышающим 0,05 МПа (включая сети низкого давления — 0,005 МПа).

Если объемы транспортировки газа превышают 200 млн. м³ в год (приведенных к стандартным условиям), для повышения надежности и достоверности измерений объема газа, рекомендуется применять дублирующие СИ, работающие, как правило, на разных принципах измерения.

На узлах измерения с максимальным объемным расходом газа более 100 м³/ч, при любом избыточном давлении и в диапазоне изменения объемного расхода от 10 м³/ч до 100 м³/ч, при избыточным давлении более 0,005 МПа измерение объема газа проводят только с использованием вычислителей или корректоров объема газа.

Преобразователи расхода с автоматической коррекцией объема газа только по его температуре применяют при избыточном давлении не более 0,05 МПа и объемном расходе не более 100 м³/ч.

При отсутствии у счетчика температурного компенсатора, приведение объема газа к стандартным условиям выполняют согласно специальным методикам, утвержденным в установленном порядке.

Приведение объемного расхода или объема газа при рабочих условиях к стандартным условиям в зависимости от применяемых СИ параметров потока и среды и метода определения плотности газа при рабочих и/или стандартных условиях следует выполнять с учетом рекомендаций, указанных в таблице 1 [ , , ].

Таблица 1
Наименование метода Условия применения метода
Погрешность измерения объема, приведенного к стандартным условиям, % Максимальный допускаемый рабочий расход, м3/ч Максимальное допускаемое избыточное давление, МПа Измеряемая среда
Т-пересчет 3 100 0,05 Газ низкого давления и коммунально-бытового сектора
Р,Т — пересчет 3
(до 10³ н. м³/ч)
2,5
(10³ — 4·10³ н. м³/ч)
1000 0,3 Однокомпонентные или многокомпонентные газы со стабильным компонентным составом
Р,Т,Z — пересчет 2,5
(свыше 4·10³ — 2·10 4 н. м³/ч)
1,5
(2·10 4 — 10 5 н. м³/ч)
1,0
(свыше 10 5 н. м³/ч)
Свыше 1000 Свыше 0,3 Газы, для которых имеются данные о коэффициенте сжимаемости
ρ — пересчет 2,5
(свыше 4·10³ — 2·10 4 н.м³/ч)
1,5
(2·10 4 — 10 5 н. м³/ч)
1,0
(свыше 10 5 н. м³/ч)
Свыше 1000 Свыше 0,3 Газы, для которых отсутствуют данные о коэффициенте сжимаемости

2 Учет влияния температуры и давления на погрешность измерения объема газа

Для объемных преобразователей расхода (турбинные, ротационные, вихревые, диафрагменные, ультразвуковые) объем газа, приведенный к стандартным условиям, рассчитывают по формулам:

где V раб, V ст; P раб, P ст; T раб, T СТ; ρ раб, ρ СТ — рабочие и стандартные значения объема, давления, температуры и плотности газа соответственно; k подст (k); P подст — подстановочные (рабочие) значения коэффициента сжимаемости и давления газа соответственно.

Погрешности счетчиков и выбор того или иного метода пересчета напрямую влияют на небаланс газа. Применение приборов повышенного класса точности и электронных корректоров, реализующих метод P,T,Z — пересчета, позволяет значительно уменьшить небаланс газа. Чем больше расход, тем выше должна быть точность применяемого прибора учета (см. табл. 1).

Анализ метрологических и эксплуатационных характеристик различных типов преобразователей расхода показывает, что наиболее приемлемыми для коммерческих измерений объема газа в сетях ГРО и у конечных потребителей являются турбинные, диафрагменные и ротационные счетчики. Неслучайно турбинные и ротационные счетчики газа ведущих фирм-изготовителей применяются в качестве мастер-счетчиков в поверочных установках, поскольку имеют малую погрешность, укладывающуюся в пределах 0,3% (при уменьшении диапазона измерения).

Преобразуем (3) следующим образом



(5)

2.1 Учет влияния давления на погрешность приведения объема газа к стандартным условиям (Т ст = Т раб, k = 1)

P Т ст = 20 ?, 1 бар = 105 Па, 1 мбар = 100 Па, 1 мм.рт.ст = 133,3 Па.
(6)
(7)

С учетом (6, 7) относительную погрешность приведения измеренного рабочего объема газа (V V ст), обусловленную погрешностью измерения (либо отсутствием измерения) абсолютного давления газа P раб = P атм + P изб можно представить следующим образом

(8)

С увеличением избыточного давления в газопроводе и отклонения ΔP атм величина небаланса возрастает. С целью уменьшения небаланса газа выбор метода пересчета рабочего объема газа к стандартным условиям следует проводить с учетом рекомендаций, приведенных в табл. 1.

Для УУГ высокого и среднего давления от 0,05 до 1,2 МПа включительно измерение давления является обязательным с применением корректоров объема газа, реализующих P,T- или P,T,Z — пересчет (см. табл. 1). В этом случае относительная погрешность приведения измеренного рабочего объема газа (V раб) к стандартным условиям (V ст), обуславливается погрешностью применяемых датчиков абсолютного давления и температуры.

Для сетей с избыточным давлением не более 0,05 МПа и расходами не более 100 м³/ч коррекция по давлению нецелесообразна, т.к. потребителями газа являются, в основном, население и коммунально-бытовой сектор, а это составляет десятки тысяч узлов учета, включая и квартирные счетчики. Оснащение этой сети конечных потребителей сложными приборами с функциями измерения абсолютного давления резко снижает надежность системы учета в целом и требует значительных средств на ее поддержание, что оказывается экономически нецелесообразным. В этом случае для снижения небаланса при учете газа рекомендуется вводить поправки по давлению (см. разд. 2.1.1).

В мировой практике известен случай, когда Бритиш Газ (British Gas) был вынужден демонтировать сотни тысяч ультразвуковых счетчиков и заменить их на диафрагменные из-за низкой надежности системы и дорогостоящего обслуживания.

2.1.1 Анализ влияния давления на погрешность приведения объема газа к стандартным условиям в сетях низкого давления

Избыточное давление в сетях низкого давления должно поддерживаться в следующем диапазоне: 1,2 кПа ÷ 3 кПа. Отклонение давления от заданного значения не должно превышать более 0,0005 МПа (0,5 кПа, 5 мбар) (см. , разд.V, п.13).

А) Рассчитаем поправку к рабочему объему газа, обусловленную наличием избыточного давления в газопроводе, без учета изменения атмосферного давления. Среднее значение избыточного давления примем P изб = 2,3 кПа — см. (7).

График поправки δP изб при изменении Р изб в диапазоне 1,2 кПа ÷ 3,0 кПа без учета и с учетом влияния Δ Р изб = ±0,5 кПа представлен на рис. 2. Для P изб = 2,3 кПа поправка составит

График поправки δP атм представлен на рис. 3. При снижении атмосферного давления на каждые 10 мм.рт.ст. относительно P ст = 760,127 мм.рт.ст. поправка составит δP атм = −1,3%.



Рисунок 3. Поправка δP атм к рабочему объему газа, обусловленная изменением атмосферного давления.

В) Результирующая поправка по давлению при Р изб = 2,3 кПа и ΔР изб = ±0,5 кПа представлена в табл. 4 и на рис. 4 (см. (7)).



Рисунок 4. Поправки приведения объема газа к стандартным условиям, обусловленные изменением Р атм при Р изб = 2,3 кПа и ΔР изб = ±0,5 кПа (температура принимается Т = +20 °С) Таблица 2. Значения атмосферного давления и температур окружающей среды за 2012-2013 г.г. г. Арзамас (Нижегородская обл.,150 м. над уровнем моря, ПФО)
Месяц Ср. значение t, °С Ср. знач. атм. давления,
мм.рт.ст
Миним. знач. атм. давления, P мин, мм.рт.ст Макс. знач. атм. давления, P макс, мм.рт.ст Миним. знач. температуры, T мин, °С Макс. знач. температуры, T макс, °С
Июнь, 2012 21,9 747,6 739,0 752,0 16 28
Июль, 2012 24,9 750,2 742,0 756,0 17 31
Август, 2012 22,0 748,3 743,0 754,0 9 32
Сентябрь, 2012 16,3 749,7 737,0 757,0 10 24
Октябрь, 2012 9,8 750,4 741,0 760,0 −1 19
Ноябрь, 2012 1,2 753,7 739,0 766,0 −4 11
Декабрь, 2012 −7,7 759,5 735,0 779,0 −20 5
Январь, 2013 −8,8 749,7 737,0 759,0 −20 0
Февраль, 2013 −3,6 754,0 737,0 765,0 −11 1
Март, 2013 −4,1 747,4 731,0 759,0 −10 3
Апрель, 2013 9,8 751,4 740,0 764,0 2 22
Май, 2013 20,7 751,0 746,0 757,0 9 30
Ср. знач. давления за год,
Р ср, мм.рт.ст.
751,1
Таблица 3. Значения температур окружающей среды и атмосферного давления за 2012-2013 г.г. пос. Хасанья (575 м. над уровнем моря, КБР, ЮФО)
Месяц Ср. значение t, °С Ср. знач. атм. давления,
мм.рт.ст
Миним. знач. атм. давления, P мин, мм.рт.ст Макс. знач. атм. давления, P макс, мм.рт.ст Миним. знач. температуры, T мин, °С Макс. знач. температуры, T макс, °С
Июнь, 2012 25,8 722,6 717,0 728,0 18 33
Июль, 2012 26,6 722,1 718,0 725,0 19 32
Август, 2012 27,2 722,0 716,0 726,0 19 33
Сентябрь, 2012 24,4 725,1 721,0 730,0 20 29
Октябрь, 2012 18,6 726,2 719,0 731,0 13 29
Ноябрь, 2012 8,7 728,4 722,0 733,0 2 17
Декабрь, 2012 1,2 726,5 714,0 736,0 −11 16
Январь, 2013 2,4 723,2 716,0 735,0 −5 12
Февраль, 2013 4,2 725,4 719,0 733,0 −1 15
Март, 2013 9,8 721,8 707,0 735,0 0 20
Апрель, 2013 15,5 724,0 712,0 730,0 7 28
Май, 2013 22,3 723,2 716,0 729,0 16 29
Ср. знач. давления за год,
Р ср, мм.рт.ст.
724,2
Таблица 4. Р изб =2,3 кПа (без учета ΔР изб =±0,5 кПа — слагаемое 2-го порядка малости, см. (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 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 изб /P ст, % 2,3
P атм, мм.рт.ст. 700 710 720 730 740 750 760,127 770 780 790 800
2.1.2 Выводы.

При пересчете рабочего объема газа к стандартному объему наличие P изб в газовой сети приводит к положительной поправке. Если принять, что избыточное давление в газовых сетях низкого давления (до 0,005 МПа) в среднем составляет 2,3 кПа (23 мбар), то поправка δP изб = 2,3% — см. рис. 2.

Уменьшение атмосферного давления относительно P ст = 760,127 мм.рт.ст. приводит к отрицательной поправке: на каждые 10 мм.рт.ст — поправка δP атм = −1,3% (см. рис.3).

Среднее атмосферное давление в течение года изменяется и, как правило, оказывается ниже стандартного значения P ст = 760,127 мм.рт.ст. (для примера см. табл. 2 и 3: Р ср = 751,1 мм.рт.ст. — Арзамас, ПФО; Р ср = 724,2 мм.рт.ст — пос. Хасанья, КБР).

Уменьшение атмосферного давления по сравнению с Р ст = 760,127 мм.рт.ст на 17,7 мм.рт.ст. полностью скомпенсирует поправку по давлению обусловленную Р изб = 2,3 кПа.

При атмосферном давлении:

  • ниже значения Р атм = 742,4 мм.рт.ст
    V ст < V сч, δр < 0
  • выше значения Р атм = 742,4 мм.рт.ст
    V сч < V ст, 0 < δр

Для счетчиков без коррекции по давлению (отсутствует датчик абсолютного давления) относительная погрешность приведения измеренного рабочего объема газа (V раб) к стандартным условиям (V ст) определяется (13).

Приведение рабочего объема газа к стандартным условиям необходимо проводить с учетом колебаний давления газа в сети и изменения атмосферного давления.

В газовых сетях с избыточным давлением не более 0,05 МПа (население и коммунально-бытовой сектор) применяют метод T — пересчета. Учет давления при приведении рабочего объема газа к стандартным условиям проводят путем введения единого коэффициента к показаниям счетчика, который будет перекрывать потери поставщиков газа. Единый коэффициент к показаниям счетчика может вычисляться ежемесячно для каждого региона с учетом статистических данных по изменению атмосферного давления и колебаний избыточного давления (13).

2.2 Учет влияния температуры на погрешность приведения объема газа к стандартным условиям (P ст = P раб, k = 1)

С учетом (5) относительную погрешность приведения рабочего объема газа (V раб) к стандартным условиям (V ст), обусловленную погрешностью измерения (либо отсутствием измерения) T раб = T ст ± ΔT можно представить следующим образом (без учета изменения избыточного и атмосферного давления).



(14)

На каждый? погрешность приведения (поправка) составит ~0,35 % к измеренному рабочему объему V раб (см. рис. 5).



Рисунок 5. Относительная погрешность (поправка) приведения объема газа к стандартным условиям, обусловленная изменением температуры — δt (давление принимается Р = 760,127 мм.рт.ст.)

Отсутствие измерения температуры газа и соответственно учета поправки объема газа от температуры приводит к большим погрешностям при приведении объема газа к стандартным условиям, поскольку температура газа в различное время года в зависимости от положения трубопровода меняется в широких пределах (от −20? до +40?) (см. рис. 5, табл. 2, 3).

С увеличением отклонения рабочей температуры газа T раб от стандартного значения T ст величина небаланса возрастает. С целью уменьшения небаланса газа выбор метода пересчета рабочего объема газа к стандартным условиям следует проводить с учетом рекомендаций, приведенных в табл. 1.

Выводы

Для УУГ высокого и среднего давления от 0,05 до 1,2 МПа включительно измерение температуры является обязательным с применением корректоров объема газа, реализующих P,T — или P,T,Z — пересчет (см. табл. 1). В этом случае относительная погрешность приведения измеренного рабочего объема газа (V раб) к стандартным условиям (V ст), обуславливается погрешностями применяемых преобразователей температуры и давления.
Для сетей с избыточным давлением менее 0,05 МПа коррекция по температуре проводится:
для расходов выше 10 м³/ч с применением электронных корректоров (метод T — пересчета);

Для многоквартирных домов, а также для жилых, дачных или садовых домов, объединенных общими сетями инженерно-технического обеспечения, подключенными к системе централизованного газоснабжения уменьшение небаланса, при учете потребления газа населением, может быть решено путем установки коллективных приборов учета с электронными корректорами, реализующими метод T — пересчета. Индивидуальные приборы учета без коррекции по температуре устанавливаются в одинаковых условиях (внутри помещений) и по ним определяются относительные погрешности потребления газа каждой квартирой или домом от объема, измеренного по коллективному прибору учета. В виде коэффициента это должно закладываться в тариф оплаты за газ по показаниям индивидуальных приборов учета.

Счетчики газа с механической термокомпенсацией типа ВК GT приводят рабочий объем газа к объему газа при Т ст = +20 °С с погрешностью, определяемой предельными погрешностями счетчика (±1,5% или ±3,0% в соответствующем диапазоне расходов (см. рис. 6)).



Рисунок 6. Кривая погрешности счётчиков без термокомпенсации (ВК-G6) и с механической термокомпенсацией (ВК-G6Т) на расходе 0,4Q макс. при изменении температуры измеряемого газа.

3 Учет влияния избыточного Р изб, атмосферного Р атм давлений и температуры на погрешность приведения объема газа к стандартным условиям

Результирующая погрешность приведения к стандартным условиям измеренного счетчиком объема газа (при k = 1) определяется:

(15)

Рассмотрим пример расчета погрешности измерения объема газа, приведенного к стандартным условиям, диафрагменными счетчиками газа с механической температурной компенсацией типа ВК GT (составляющая δt в (15) принимается равной 0).

На рис. 7 приведена типовая кривая погрешности δ повер.cч,Vдиафрагменного счетчика типа ВК GT, полученная при калибровке в метрологической лаборатории при выходе из производства — Р ст = 760,127 мм.рт.ст. = 101325 Па, Р изб = 0 кПа и Т ст = +20°С (сплошная синяя линия), а также кривая погрешности счетчика при Р ст = 760,127 мм.рт.ст. = 101325 Па, Р изб = 2,3 кПа и Т ст = +20°С (штриховая синяя линия).

Из рис. 7 видно, что счетчики калибруются таким образом, что погрешность при Q мин по абсолютной величине не превышает 1,2%, а при Q ном и Q макс — 0,6%.



Рисунок 7. Кривая погрешности (калибровки) счетчика ВК-GT при Р изб = 0 кПа (сплошная синий линия) и Р изб = 2,3 кПа (штриховая синяя линия) и границы изменения атмосферного давления (зеленая линия — нижняя граница; красная линия — верхняя граница), при котором погрешность измерения объема газа, приведенного к стандартным условиям, диафрагменными счетчиками газа типа ВК-GT не выходит за пределы ±3%.

Рассчитаем нижнюю и верхнюю границы атмосферного давления, при котором погрешность измерения объема газа, приведенного к стандартным условиям δP ст,TстV диафрагменными счетчиками газа типа ВК-GT при Р изб = 2,3 кПа и ΔР изб = ±500 Па не выходит за ±3%, как того требует ГОСТ Р 8.741-2011 (см. (15)).

Исходные данные:

Р атм, ср = 751,1 мм.рт.ст.; Р изб = 2,3 кПа; ΔР изб = ±500 Па; Р ст = 760,127 мм.рт.ст. = 101325 Па

Погрешность счетчика при поверке

Тогда (см. (15) при δt = 0:



(17)

Таким образом, верхняя граница атмосферного давления, при котором погрешность измерения объема газа, приведенного к стандартным условиям, диафрагменными счетчиками газа типа ВК-GT при Р изб = 2,3 кПа и ΔР Р атм, макс = 752 мм.рт. ст. (85 м. над ур. моря).

Рассчитаем нижнюю границу атмосферного давления.



(18)
(19)

Таким образом, нижняя граница атмосферного давления, при котором погрешность измерения объема газа, приведенного к стандартным условиям, диафрагменными счетчиками газа типа ВК-GT при Р изб = 2,3 кПа и ΔР изб = ±500 Па не выходит за ±3%, составляет: Р атм, мин = 728,2 мм.рт. ст. (336 м над ур. моря).

В таблице 5 для справки приведены города РФ и их средние высоты над уровнем моря. Из табл. видно, что большинство городов, причем с миллионным населением, расположены на высоте над уровнем моря, составляющей 85÷336 м.

Таблица 5 Средняя высота городов РФ над уровнем моря
Города РФ Высота над уровнем моря, м Города РФ Высота над уровнем моря, м
Арзамас 150 *Новосибирск 145
Владивосток 183 *Омск 85-89
*Волгоград 134 Оренбург 110
Воронеж 104 *Пермь 166
*Екатеринбург 250 *Ростов-на-Дону 6
Иркутск 469 *Самара 114
*Казань 128 Саратов 80
Краснодар 34 *С.-Петербург 5
*Красноярск 276 *Уфа 148
*Москва 156 Хабаровск 79
*Н. Новгород 130 *Челябинск 250
* — города миллионеры

Таким образом, в диапазоне изменения атмосферного давления:

728,2 мм.рт.ст (336 м. над ур. моря) ≤ Р атм ≤ 752 мм.рт.ст (85 м. над ур. моря) погрешность счетчика ВК-GT при измерении объема газа приведенного к стандартным условиям не превышает значения ±3,0%, что соответствует требованиям ГОСТ Р 8.741-2011. (Москва — 186 м над ур. моря, Арзамас — 150 м над ур. моря).

4 Заключение.

Для сетей среднего и высокого давления с избыточным давлением свыше 0,05 МПа рекомендуется применять электронные корректоры, реализующих методы P,T,Z и P,T — пересчета рабочего объема газа к стандартным условиям.

Для сетей с избыточным давлением менее 0,05 МПа (население, коммунально-бытовой сектор) при значительном изменении температуры рабочей среды рекомендуется применять метод T — пересчета рабочего объема газа к стандартным условиям. При этом, для счетчиков с электронной коррекцией по температуре, давление принимается условно-постоянной величиной и изменяется в соответствии с разработанной и аттестованной МИ. Для счетчиков с механической термокомпенсацией давление учитывается путем введения поправочного коэффициента, вычисляемого ежемесячно для каждого региона на основе статистических данных по изменению атмосферного и колебаний избыточного давлений (13).

Для бытовых счетчиков газа, устанавливаемых внутри помещения, не предъявляется каких-либо требований к применению температурной коррекции, если отклонение температуры от стандартного значения не превышает ±5°С. Приведение объема газа к стандартным условиям, при превышении отклонения температуры более чем на ±5°С, выполняют согласно специальным методикам, утвержденным в установленном порядке .

Для снижения небаланса при учете газа у населения, оборудованных индивидуальными УУГ, необходимо предусмотреть установку коллективных приборов с электронными корректорами, реализующими метод T — пересчета. Индивидуальные приборы учета без коррекции по температуре устанавливаются в одинаковых условиях (внутри помещений) и по ним определяются относительные погрешности потребления газа каждой квартирой или домом от объема, измеренного по коллективному прибору учета. В виде коэффициента это должно закладываться в тариф оплаты за газ по показаниям индивидуальных приборов учета.

Влияние давления и температуры газа на погрешность приведения рабочего объема к стандартным условиям, представленные выше, и полученные формульные зависимости могут быть положены в основу вычисления поправок для снижения небаланса при учете газа (13-15).

Для диафрагменных счетчиков типа ВК-GT пределы изменения атмосферного давления, при которых погрешность приведения рабочего объема газа к стандартным условиям не выходит за пределы ±3% (при условии, что δt = 0) составляют 728,2 мм.рт.ст. — 752 мм.рт.ст.

Литература

  1. Федеральный закон № 261 «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации».
  2. Городницкий И.Н., Кубарев Л.П. Нормативное обеспечение учета газа в Российской Федерации./ Газовый бизнес, Москва, январь-февраль, 2006г., с. 55-57.
  3. МИ 3082 — 2007 Выбор методов и средств измерений расхода и количества потребляемого природного газа в зависимости от условий эксплуатации на узлах учета. Рекомендации по выбору рабочих эталонов для их поверки.
  4. Обеспечение единства измерений. Организация измерений природного газа. СТО Газпром 5.32-2009.
  5. ГОСТ Р 8.740 — 2011. Расход и количество газа. Методика выполнения измерений с помощью турбинных, ротационных и вихревых расходомеров и счетчиков.
  6. ГОСТ Р 8.741-2011. ОБЪЁМ ПРИРОДНОГО ГАЗА. Общие требования к методикам измерений.
  7. Постановление правительства РФ от 6 мая 2011 года N 354 «О предоставлении коммунальных услуг собственникам и пользователям помещений в многоквартирных домах и жилых домов», с изменениями на 19 сентября 2013 года.
Похожие статьи

© 2019 evently.ru. Все о канализации и водоснабжении.