Перевод газа из рабочих в стандартные условия. 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 [ , , ].
| 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)
| (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)
| 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 |
| 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 |
| 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.
| 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
- Федеральный закон № 261 «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации».
- Городницкий И.Н., Кубарев Л.П. Нормативное обеспечение учета газа в Российской Федерации./ Газовый бизнес, Москва, январь-февраль, 2006г., с. 55-57.
- 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.
- Обеспечение единства измерений. Организация измерений природного газа. СТО Газпром 5.32-2009.
- ГОСТ Р 8.740 — 2011. Расход и количество газа. Методика выполнения измерений с помощью турбинных, ротационных и вихревых расходомеров и счетчиков.
- ГОСТ Р 8.741-2011. ОБЪЁМ ПРИРОДНОГО ГАЗА. Общие требования к методикам измерений.
- 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.
Loading...