1 Отчитане и дисбаланс на газ

Федерален закон № 261 „За спестяване на енергия и подобряване на енергийната ефективност и за изменение на някои законодателни актове“ Руска федерация”, предвижда широко измерване на потребления газ и комунални ресурси при потребителя. Инсталирането на измервателни устройства повишава прозрачността на изчисленията за консумираните енергийни ресурси и предоставя възможности за тяхното реално спестяване, предимно чрез количествена оценка на ефекта от текущите енергоспестяващи мерки и ви позволява да определите загубата на енергийни ресурси по пътя от източника към потребителя.

Основните цели на отчитането на потреблението на газ са:

• Получаване на основание за сетълмент между доставчик, газотранспортна организация (GTO), газоразпределителна организация (GDO) и купувач (потребител) на газ в съответствие с договори за доставка и предоставяне на услуги за транспортиране на газ.
• Контрол на потока и хидравличните режими на газоснабдителните системи.
• Анализ и оптимално управление на режимите на доставка и транспорт на газ.
• Съставяне на газов баланс в газопреносната и газоразпределителната система.
• Контрол върху рационалното и ефективно използване на газа.

Основните въпроси при измерването на природния газ са надеждността на отчитането и осигуряването на съвпадение на резултатите от измерванията в измервателните станции на доставчика и потребителите: обемът газ, доставен от доставчика, приведен към стандартни условия, трябва да бъде равен на сумата от обемите газ, намален до стандартни условия, получаван от всички потребители. Последната задача се нарича балансиране на баланса в рамките на стабилна газоразпределителна структура.

Трябва да се отбележи разликата, която съществува между измерването на потока и количеството газ и тяхното отчитане. За разлика от резултатите от измерванията, които винаги съдържат грешка (несигурност), отчитането се извършва между доставчика и потребителя по взаимно договорени правила, които осигуряват формирането на стойността на обема природен газ при условия, които не съдържат всякаква несигурност.

Когато газът се движи от GDS на доставчика (при GDS) към GGS на потребителя (виж Фиг. 1, ), неговата температура се променя в резултат на взаимодействие с тръбопроводната мрежа на GDS. Температурните стойности на входа на GCC на потребителя са произволни по природа, свързани с промени в температурата на околната среда около тръбопроводите на GDS и потребителя (въздух, подземна почва, подводни сифони, отопляеми и неотопляеми помещения и др. .).

Фигура 1. Логистика на природния газ в Единната система за газоснабдяване

Стойностите на обемите, намалени до стандартни условия, използвани при отчитане на газ, осигуряват равенство на доставените и консумираните обеми газ, независимо от неговата температура или свързаното с него налягане. Въпреки това, наличието на тръбопроводна мрежа между доставчика и потребителя на газ, който е източник или потребител на топлина, може да наруши посочения баланс на газ през отчетния период по причини извън контрола както на доставчика, така и на потребителя и транспортьор на газ (GDO).

В случай, че метеорологичните, климатичните или други случайни условия доведат до факта, че температурата на газа, измерена при всички или повечето потребители, е по-висока от тази, измерена от доставчика в GDS, се появява положителен газов дисбаланс, който не може да бъде законово приписан до загубите на която и да е от участващите страни в договорите за доставка и транспорт на газ.

Основните принципи на организиране на измерването на газ, които позволяват минимизиране на загубите в Единната система за доставка на газ, са:

• възлово отчитане ниво по ниво, включително GDO и крайни потребители;
• йерархична промяна в изискванията за грешка при измерване на всяко ниво;
• повсеместно счетоводство при крайните потребители;
• централизация и автоматизация на събирането на данни за потреблението от всички нива.

Измервателните устройства с най-висока точност трябва да бъдат инсталирани на GIS и на изходите на главните газопроводи (MG), т.е. на GDS.

Оборудването на измервателни станции също трябва да се извършва, като се вземе предвид тяхното ниво.

На по-ниското ниво изискванията за увеличаване на обхвата на измерване на инструментите се увеличават значително.

При измерване на газов поток по-малък от 10 m³ / h се използват измервателни уреди с механична (електронна) температурна компенсация. Ако максималният дебит на газ в измервателната станция надвишава 10 m³ / h, тогава измервателният уред трябва да бъде оборудван с електронен коректор, който осигурява регистрация на импулси, идващи от измервателния уред, измерва температурата на газа и изчислява обема на газа, намален до стандартни условия . В този случай се използват условно постоянни стойности на налягането и коефициента на свиваемост на газа.

Мембранни газомери, прости и надеждни в експлоатация, препоръчително е да се монтират в газови мрежи с максимално свръхналягане, което не надвишава 0,05 MPa (включително мрежи ниско налягане- 0,005 MPa).

Ако обемите на транспортиране на газ надвишават 200 милиона m³ годишно (намалени до стандартни условия), за да се повиши надеждността и надеждността на измерванията на обема на газа, се препоръчва използването на резервни измервателни уреди, които по правило работят на различни принципи на измерване.

При измервателни уреди с максимален обемен дебит на газ над 100 m³/h, при всяко свръхналягане и в диапазона на обемен дебит от 10 m³/h до 100 m³/h, при свръхналягане над 0,005 MPa, газът измерването на обема се извършва само с помощта на калкулатори или коректори за обем на газ.

Конвертори на потока с автоматична корекция на обема на газа само от неговата температура се използват при свръхналягане не повече от 0,05 MPa и обемен поток не повече от 100 m³ / h.

Ако измервателният уред няма температурен компенсатор, намаляването на обема на газа до стандартни условия се извършва в съответствие със специални процедури, одобрени по предписания начин.

Привеждането на обемния дебит или обема на газа при работни условия до стандартни условия, в зависимост от параметрите на потока и средата, използвани от MI и метода за определяне на плътността на газа при работни и / или стандартни условия, трябва да се извършва, като се вземе предвид препоръки, посочени в таблица 1 [ , , ].

маса 1

Име на метода	Условия за прилагане на метода
	Грешка при измерване на обема, намалена до стандартни условия, %	Максимално допустим работен дебит, m3/h	Максимално допустимо свръхналягане, MPa	Измерена среда
Т-преизчисляване	3	100	0,05	Газ с ниско налягане и битов сектор
P, T - преизчисляване	3 (до 10³ N. m³/h) 2,5 (10³ - 4 10³ n.m³/h)	1000	0,3	Еднокомпонентни или многокомпонентни газове със стабилен компонентен състав
P, T, Z - преизчисляване	2,5 (над 4 10³ - 2 10 4 n. m³ / h) 1,5 (2 10 4 - 10 5 n. m³ / h) 1,0 (над 10 5 n. m³/h)	Над 1000	Над 0,3	Газове, за които има данни за свиваемост
ρ — преизчисляване	2,5 (над 4 10³ - 2 10 4 N.m³ / h) 1,5 (2 10 4 - 10 5 n. m³ / h) 1,0 (над 10 5 n. m³/h)	Над 1000	Над 0,3	Газове, за които няма данни за свиваемост

2 Отчитане на влиянието на температурата и налягането върху грешката при измерване на обема на газа

За обемни преобразуватели на потока (турбини, ротационни, вихрови, диафрагмени, ултразвукови) обемът на газа, намален до стандартни условия, се изчислява по формулите:

където Vроб, V st; Проб, П st; Tроб, T ST; ρ роб, ρ ST - работни и стандартни стойности съответно на обем, налягане, температура и плътност на газа; к subst(k); П subst - заместващи (работни) стойности съответно на коефициента на свиваемост и налягането на газа.

Грешките на измервателния уред и изборът на един или друг метод за преобразуване пряко влияят върху газовия дисбаланс. Използването на устройства с по-висок клас на точност и електронни коректори, които прилагат метода на преобразуване P, T, Z, може значително да намали газовия дисбаланс. Колкото по-голям е потокът, толкова по-висока трябва да бъде точността на използваното измервателно устройство (вижте Таблица 1).

Анализ на метрологични и експлоатационни характеристики различни видовепреобразуватели на потока показва, че турбинните, диафрагмените и ротационните измервателни уреди са най-подходящи за търговски измервания на обем на газ в GDS мрежи и при крайни потребители. Неслучайно турбинните и ротационните газомери от водещи производители се използват като главни измервателни уреди в съоръженията за калибриране, тъй като имат малка грешка в рамките на 0,3% (с намаляване на обхвата на измерване).

Преобразуваме (3) по следния начин

(5)

2.1 Отчитане на влиянието на налягането върху грешката при намаляване на обема на газа до стандартни условия ( T st = Tроб, к = 1)

ПT st \u003d 20 ?, 1 bar = 105 Pa, 1 mbar = 100 Pa, 1 mm Hg = 133,3 Pa.

	(6)
	(7)

Като се вземе предвид (6, 7), относителната грешка на намаляване на измерения работен обем на газа ( V V st), поради грешка в измерването (или липса на измерване) на абсолютното налягане на газа Проб = Пбанкомат + Пхижа може да бъде представена по следния начин

(8)

С увеличаване на свръхналягането в газопровода и отклонения ∆P atm, стойността на дисбаланс се увеличава. За да се намали газовият дисбаланс, изборът на метода за преобразуване на работния обем на газа към стандартни условия трябва да се извърши, като се вземат предвид препоръките, дадени в табл. един.

За UUG високо и средно налягане от 0,05 до 1,2 MPa включително, измерването на налягането е задължително с помощта на коректори за обем на газ, които изпълняват P, T- или P, T, Z - преизчисляване (вижте таблица 1). В този случай относителната грешка при привеждане на измерения работен обем газ (V slave) до стандартни условия ( V st), се определя от грешката на използваните сензори за абсолютно налягане и температура.

За мрежи със свръхналягане не повече от 0,05 MPa и дебит не повече от 100 m³/h, корекцията на налягането е неподходяща, т.к. консуматори на газ са предимно населението и битовия сектор, а това се равнява на десетки хиляди измервателни станции, в т.ч. апартаментни метри. Оборудването на тази мрежа от крайни потребители със сложни инструменти с функции за измерване на абсолютното налягане рязко намалява надеждността на измервателната система като цяло и изисква значителни средства за поддръжката й, което е икономически неосъществимо. В този случай, за да се намали дисбалансът при отчитане на газа, се препоръчва да се въведат корекции на налягането (вижте раздел 2.1.1).

В световната практика има случай, когато British Gas беше принуден да демонтира стотици хиляди ултразвукови измервателни уредии ги замени с диафрагми поради ниската надеждност на системата и скъпата поддръжка.

2.1.1 Анализ на влиянието на налягането върху грешката при привеждане на обема на газа до стандартни условия в мрежи с ниско налягане

Свръхналягането в мрежи с ниско налягане трябва да се поддържа в следния диапазон: 1,2 kPa ÷ 3 kPa. Отклонението на налягането от зададената стойност не трябва да надвишава 0,0005 MPa (0,5 kPa, 5 mbar) (виж раздел V, т. 13).

НО)Нека изчислим корекцията към работния обем на газа, поради наличието на свръхналягане в газопровода, без да отчитаме промените в атмосферното налягане. Вземаме средната стойност на свръхналягането П g = 2,3 kPa - виж (7).

График за корекция δPизб при смяна Ризлишък в диапазона от 1,2 kPa ÷ 3,0 kPa без отчитане и отчитане на влиянието Δ Pex = ±0,5 kPa е показано на фиг. 2. За П g = 2,3 kPa, корекцията ще бъде

График за корекция δP atm е показано на фиг. 3. С намаляване на атмосферното налягане за всеки 10 mm Hg. относително П st \u003d 760,127 mm Hg изменението ще бъде δP atm = −1,3%.

Фигура 3. Корекция δP atm към работния обем на газа, поради промени в атмосферното налягане.

AT)Получената корекция на налягането при Р g = 2,3 kPa и ΔР wg = ±0,5 kPa е представена в табл. 4 и на фиг. 4 (виж (7)).

Фигура 4. Корекции за привеждане на обема газ до стандартни условия поради промяна Рбанкомат при Р g = 2,3 kPa и ΔР g = ±0,5 kPa (приема се температура T = +20 °С) Таблица 2. Стойности на атмосферното налягане и температурата околен святза 2012-2013г Арзамас (област Нижни Новгород, 150 м надморска височина, Приволжски федерален окръг)

месец	ср t стойност, °C	ср стойност банкомат налягане, mmHg	Мин. стойност банкомат налягане, П min, mmHg	Макс. стойност банкомат налягане, Пмакс., mmHg	Мин. стойност температура, T min, °С	Макс. стойност температура, Tмакс., °С
юни 2012 г	21,9	747,6	739,0	752,0	16	28
юли 2012 г	24,9	750,2	742,0	756,0	17	31
август 2012 г	22,0	748,3	743,0	754,0	9	32
септември 2012 г	16,3	749,7	737,0	757,0	10	24
октомври 2012 г	9,8	750,4	741,0	760,0	−1	19
ноември 2012 г	1,2	753,7	739,0	766,0	−4	11
декември 2012 г	−7,7	759,5	735,0	779,0	−20	5
януари 2013 г	−8,8	749,7	737,0	759,0	−20	0
февруари 2013 г	−3,6	754,0	737,0	765,0	−11	1
март 2013 г	−4,1	747,4	731,0	759,0	−10	3
април 2013 г	9,8	751,4	740,0	764,0	2	22
Май 2013	20,7	751,0	746,0	757,0	9	30
ср стойност налягане на година Р cf, mmHg		751,1

Таблица 3. Стойности на температурите на околната среда и атмосферното налягане за 2012-2013 г. селище Khasanya (575 m над морското равнище, KBR, SFD)

месец	ср t стойност, °C	ср стойност банкомат налягане, mmHg	Мин. стойност банкомат налягане, П min, mmHg	Макс. стойност банкомат налягане, Пмакс., mmHg	Мин. стойност температура, T min, °С	Макс. стойност температура, Tмакс., °С
юни 2012 г	25,8	722,6	717,0	728,0	18	33
юли 2012 г	26,6	722,1	718,0	725,0	19	32
август 2012 г	27,2	722,0	716,0	726,0	19	33
септември 2012 г	24,4	725,1	721,0	730,0	20	29
октомври 2012 г	18,6	726,2	719,0	731,0	13	29
ноември 2012 г	8,7	728,4	722,0	733,0	2	17
декември 2012 г	1,2	726,5	714,0	736,0	−11	16
януари 2013 г	2,4	723,2	716,0	735,0	−5	12
февруари 2013 г	4,2	725,4	719,0	733,0	−1	15
март 2013 г	9,8	721,8	707,0	735,0	0	20
април 2013 г	15,5	724,0	712,0	730,0	7	28
Май 2013	22,3	723,2	716,0	729,0	16	29
ср стойност налягане на година Р cf, mmHg		724,2

Таблица 4 Р g = 2,3 kPa (с изключение на ΔР w = ±0,5 kPa е терминът от 2-ри ред на малки размери, виж (12))

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

2.1.2 Изводи.

При преобразуване на работния обем газ в стандартния обем, присъствието Пхижа в газовата мрежа води до положителна корекция. Ако приемем, че свръхналягането в газовите мрежи с ниско налягане (до 0,005 MPa) е средно 2,3 kPa (23 mbar), тогава изменението δPсърф \u003d 2,3% - вижте фиг. 2.

Намаляването на атмосферното налягане спрямо П st \u003d 760,127 mm Hg води до отрицателна корекция: за всеки 10 mm Hg - корекция δP atm = −1,3% (виж Фиг. 3).

Средното атмосферно налягане варира през цялата година и обикновено е под стандартната стойност. П st \u003d 760,127 mm Hg (за пример вижте таблици 2 и 3: Р cf = 751,1 mmHg — Арзамас, Приволжки федерален окръг; Р cf = 724,2 mm Hg - поз. Хасаня, КБР).

Намаляването на атмосферното налягане в сравнение с Р st \u003d 760,127 mm Hg на 17,7 mm Hg напълно компенсира корекцията на налягането поради Р g = 2,3 kPa.

При атмосферно налягане:

• под стойността Р atm = 742,4 mm Hg
  Vул< Vсредата, δр < 0
• над стойността на P atm = 742,4 mm Hg
  Vсредата< Vст, 0< δр

За измервателни уреди без корекция на налягането (няма сензор за абсолютно налягане), относителната грешка на намаляването на измерения работен обем газ ( Vроб) при стандартни условия ( V st) се определя от (13).

Привеждането на работния обем на газа до стандартни условия трябва да се извърши, като се вземат предвид колебанията в налягането на газа в мрежата и промените в атмосферното налягане.

В газови мрежи със свръхналягане не повече от 0,05 MPa (населението и битовия сектор) се използва методът на преизчисляване на T. Отчитането на налягането при привеждане на работния обем газ до стандартни условия се извършва чрез въвеждане на единен коефициент към показанията на измервателния уред, който ще покрие загубите на доставчиците на газ. Единичен коефициент към показанията на електромера може да се изчислява ежемесечно за всеки регион, като се вземат предвид статистическите данни за промените в атмосферното налягане и колебанията на свръхналягането (13).

2.2 Отчитане на влиянието на температурата върху грешката при привеждане на обема на газа до стандартни условия ( П st = Проб, к = 1)

Като се вземе предвид (5), относителната грешка при привеждане на работния обем на газа (V slave) до стандартни условия ( V st) поради грешка в измерването (или липса на измерване) Tроб = T st ± ∆Tможе да се представи по следния начин (без да се вземат предвид промените в излишъка и атмосферното налягане).

(14)

За всички? грешката при намаляване (корекция) ще бъде ~0,35% от измерения работен обем V slave (виж Фиг. 5).

Фигура 5. Относителна грешка (корекция) на привеждане на обема на газа до стандартни условия, поради промяна в температурата - δt(приема се натиск Р= 760,127 mmHg)

Липсата на измерване на температурата на газа и съответно отчитането на корекцията на обема на газа от температурата води до големи грешки при привеждане на обема на газа до стандартни условия, тъй като температурата на газа в различни периоди от годината, в зависимост от позицията на тръбопровода, варира в широки граници (от -20 ° до +40 °) (виж фиг. 5, таблици 2, 3).

С увеличаване на отклонението на работната температура на газа T slave от стандартната стойност T st мащабът на дисбаланса нараства. За да се намали газовият дисбаланс, изборът на метода за преобразуване на работния обем на газа към стандартни условия трябва да се извърши, като се вземат предвид препоръките, дадени в табл. един.

заключения

За UUG високо и средно налягане от 0,05 до 1,2 MPa включително, измерването на температурата е задължително с помощта на коректори за обем на газа, които изпълняват P,T - или P,T,Z - преизчисляване (виж Таблица 1). В този случай относителната грешка на намаляването на измерения работен обем на газа ( Vроб) при стандартни условия ( V st), се определя от грешките на приложените преобразуватели за температура и налягане.
За мрежи със свръхналягане по-малко от 0,05 MPa се извършва температурна корекция:
за дебит над 10 m³/h с използване на електронни коректори (метод T - преизчисляване);

За жилищни сгради, както и за жилищни, селски или градински къщи, обединени от общи инженерни и технически поддържащи мрежи, свързани с централизирана система за газоснабдяване, намаляването на дисбаланса при отчитане на потреблението на газ от населението може да бъде решено чрез инсталиране на колективни измервателни уреди с електронни коректори, които прилагат метода на Т-преизчисляване. Индивидуалните измервателни уреди без температурна корекция се монтират при същите условия (на закрито) и определят относителните грешки в потреблението на газ от всеки апартамент или къща от обема, измерен от колективното измервателно устройство. Под формата на коефициент това трябва да бъде включено в тарифата за плащане на газ според показанията отделни устройствасчетоводство.

Газомерите с механична температурна компенсация тип VK GT довеждат работния обем газ до обема газ при T st = +20 °С с грешка, определена от граничните грешки на измервателния уред (±1,5% или ±3,0% в съответния диапазон на дебита (виж фиг. 6)).

Фигура 6. Крива на грешката за измервателни уреди без термична компенсация (VK-G6) и с механична термична компенсация (VK-G6T) при дебит от 0,4Q макс. при промяна на температурата на измервания газ.

3 Отчитане на влиянието на ексцеса Рхижа, атмосфера Р atm налягане и температура до грешката за привеждане на обема на газа до стандартни условия

Получената грешка при привеждане към стандартни условия на обема газ, измерен от измервателния уред (при к= 1) се определя:

(15)

Нека разгледаме пример за изчисляване на грешката на измерване на обема на газа, намален до стандартни условия чрез диафрагмени газомери с механична температурна компенсация от типа VK GT (компонент δtв (15) се приема равно на 0).

На фиг. 7 показва типична крива на грешката δ ver.c, V на диафрагмен брояч тип VK GT, получен по време на калибриране в метрологична лаборатория при напускане на производството — Р st \u003d 760,127 mm Hg = 101325 Pa, Р g = 0 kPa и T st \u003d + 20 ° С (плътна синя линия), както и кривата на грешката на измервателния уред при Р st \u003d 760,127 mm Hg = 101325 Pa, Р g = 2,3 kPa и T st = +20°С (прекъсната синя линия).

От фиг. 7 показва, че измервателните уреди са калибрирани по такъв начин, че грешката при Q min по абсолютна стойност не надвишава 1,2%, а при Qиме и Qмакс - 0,6%.

Фигура 7. Крива на грешката (калибриране) на измервателния уред VK-GT при P g = 0 kPa (плътна синя линия) и P g = 2,3 kPa (пунктирана синя линия) и границите на промяна на атмосферното налягане (зелена линия - долна граница; червена линия - горна граница), при която грешката на измерване на обема на газа, приведена до стандартни условия, с диафрагмени газомери от типа VK-GT не надвишава ± 3%.

Нека изчислим долната и горната граница на атмосферното налягане, при които грешката при измерване на обема на газа се намалява до стандартни условия δP st, TstV диафрагмени газомери тип VK-GT at Р g = 2,3 kPa и ΔР g = ±500 Pa не надвишава ±3%, както се изисква от GOST R 8.741-2011 (виж (15)).

Първоначални данни:

Р atm, cf = 751,1 mm Hg; Р g = 2,3 kPa; ΔР g = ±500 Pa; Р st \u003d 760,127 mm Hg = 101325 Pa

Грешка на измервателния уред по време на проверката

Тогава (вижте (15) за δt = 0:

(17)

По този начин горната граница на атмосферното налягане, при която грешката на измерване на обема на газа, намалена до стандартни условия, с диафрагмени газомери от типа VK-GT при Р g = 2,3 kPa и ΔР Р atm, max = 752 mm Hg Изкуство. (85 м надморска височина).

Изчислете долната граница на атмосферното налягане.

	(18)
	(19)

По този начин долната граница на атмосферното налягане, при която грешката на измерване на обема на газа, намалена до стандартни условия, с диафрагмени газомери от типа VK-GT при Р g = 2,3 kPa и ΔР g = ±500 Pa не надхвърля ±3%, е: Р atm, min = 728,2 mm Hg Изкуство. (336 м надморска височина).

За справка таблица 5 показва градовете на Руската федерация и техните средни височини над морското равнище. От табл. се вижда, че по-голямата част от градовете, освен това с едномилионно население, са разположени на надморска височина от 85÷336 m.

Таблица 5 Средна височина на руските градове над морското равнище

Руски градове	Височина над морското равнище, m	Руски градове	Височина над морското равнище, m
Арзамас	150	*Новосибирск	145
Владивосток	183	*Омск	85-89
*Волгоград	134	Оренбург	110
Воронеж	104	*пермски	166
*Екатеринбург	250	*Ростов на Дон	6
Иркутск	469	* Самара	114
*Казан	128	Саратов	80
Краснодар	34	*Санкт Петербург	5
*Красноярск	276	*Уфа	148
*Москва	156	Хабаровск	79
*Н. Новгород	130	*Челябинск	250
* - градове милионери

Така в диапазона на атмосферното налягане:

728,2 mm Hg (336 m над морското равнище) ≤ Р atm ≤ 752 mm Hg (85 m над морското равнище) грешката на измервателния уред VK-GT при измерване на обема газ, намален до стандартни условия, не надвишава ± 3,0%, което отговаря на изискванията на GOST R 8.741-2011. (Москва - 186 м надморска височина, Арзамас - 150 м надморска височина).

4. Заключение.

За мрежи със средна и високо наляганепри свръхналягане над 0,05 MPa се препоръчва използването на електронни коректори, които прилагат P,T,Z методии P,T - преизчисляване на работния обем газ към стандартни условия.

За мрежи със свръхналягане по-малко от 0,05 MPa (население, битов сектор), със значителна промяна в температурата на работната среда, се препоръчва прилагането на метода T - преизчисляване на работния обем на газа към стандартни условия. В същото време, за измервателни уреди с електронна корекция на температурата, налягането се приема за условно постоянна стойност и варира в съответствие с разработения и сертифициран MI. За измервателни уреди с механична термична компенсация налягането се взема предвид чрез въвеждане на корекционен коефициент, изчисляван ежемесечно за всеки регион въз основа на статистически данни за промените в атмосферното и свръхналягането (13).

За битови газомери, монтирани на закрито, няма изисквания за използване на температурна корекция, ако температурното отклонение от стандартната стойност не надвишава ± 5 ° С. Привеждането на обема на газа до стандартни условия, когато температурното отклонение е превишено с повече от ± 5 ° C, се извършва в съответствие със специални процедури, одобрени по предписания начин.

За да се намали дисбалансът в измерването на газ за населението, оборудвано с индивидуални GTU, е необходимо да се предвиди инсталирането на колективни устройства с електронни коректори, които прилагат метода на T-преизчисляване. Индивидуалните измервателни уреди без температурна корекция се монтират при същите условия (на закрито) и определят относителните грешки в потреблението на газ от всеки апартамент или къща от обема, измерен от колективното измервателно устройство. Под формата на коефициент това трябва да бъде включено в тарифата за плащане на газ според показанията на отделните измервателни устройства.

Влиянието на налягането и температурата на газа върху грешката при привеждане на работния обем до стандартни условия, представено по-горе, и получените формулни зависимости могат да се използват като основа за изчисляване на корекциите за намаляване на дисбаланса при отчитане на газ (13-15).

За измервателни уреди с диафрагма тип VK-GT, границите на промяна на атмосферното налягане, при които грешката за привеждане на работния обем на газа до стандартни условия не надвишава ± 3% (при условие, че δt= 0) са 728,2 mm Hg. - 752 mm Hg

Литература

1. Федерален закон № 261 „За енергоспестяването и енергийната ефективност и за изменението на някои законодателни актове на Руската федерация“.
2. Городницки I.N., Кубарев L.P. Регулаторно осигуряване на отчитането на газа в Руската федерация. / Газов бизнес, Москва, януари-февруари 2006 г., стр. 55-57.
3. MI 3082 - 2007 Избор на методи и средства за измерване на потреблението и количеството на консумирания природен газ в зависимост от условията на работа в измервателните станции. Препоръки за избор на работни стандарти за тяхната проверка.
4. Осигуряване на еднаквост на измерванията. Организация на измерванията на природен газ. STO Газпром 5.32-2009.
5. GOST R 8.740 - 2011. Разход и количество газ. Методика за извършване на измервания с турбинни, ротационни и вихрови разходомери и броячи.
6. ГОСТ Р 8.741-2011. ОБЕМ ПРИРОДЕН ГАЗ. Общи изискваниякъм методите за измерване.
7. Указ на правителството на Руската федерация от 6 май 2011 г. N 354 „За предоставянето комунални услугисобственици и ползватели на помещения в жилищни сградии жилищни сгради”, в редакцията на 19.09.2013г.

С цел еднозначно разбиране на използваната терминология въвеждаме следните определения: Очакван участък от газопровода- зона, в която няма промяна в газовия поток; няма източници, които повишават налягането на газа, например компресорни станции; няма устройства за регулиране на налягането на газа (GDS, GRP, GRU и др.); няма промяна в диаметъра на тръбопровода или вида на инсталацията, като подземна, подводна, надземна или надземна.

Разпределителните газопроводи, включени в газоснабдителната система, се разделят на:

1. пръстен; 2. задънена улица; 3. смесен.

Газопроводите на газоснабдителните системи, в зависимост от налягането на транспортирания газ, се разделят на:

1. Газопроводи с високо налягане от 1-ва категория - при работно налягане на газа над 0,6 MPa (6 kgf / cm2) до 1,2 MPa (12 kgf / cm2) включително за природен газ и смеси газ-въздух и до 1,6 MPa (16 kgf / cm2) за втечнени въглеводородни газове (LHG); 2. газопроводи за високо налягане от II категория - при работно налягане на газа над 0,3 MPa (3 kgf/cm2) до 0,6 MPa (6 kgf/cm2); 3. газопроводи със средно налягане - при работно налягане на газа над 0,005 MPa (0,05 kgf / cm2 до 0,3 MPa (3 kgf / cm2); 4. газопроводи с ниско налягане - при работно налягане на газа до 0,005 MPa ( 0,05 kgf /cm2) включително.

нормални и стандартни условия.

За нормални условия се счита налягането на газа = 101,325 kPa и неговата температура = 0 ° C или = 273,2 K. GOSTs за горивни газове обикновено се одобряват при температура = +20 ° C и = 101,32 kPa (760 mm Hg), във връзка с това тези условия се наричат ​​стандартни . Въвеждат се нормални и стандартни условия за сравняване на обемните количества на различни газове. Довеждането на газа до нормални условия се извършва съгласно следното уравнение:

..

По същия начин, за да доведете газа до стандартни условия

..

Понякога е необходимо да се доведе газ при нормални и стандартни условия до определени условия на температура и налягане. Горните съотношения ще приемат следната форма:

;

,

където е обемът на газа при нормални условия (, ), ; - обем газ при налягане и температура °С, ; - нормално налягане на газа, = 101,325 kPa = 0,101325 MPa, (760 mm Hg); 273.2 - нормална температура, т.е. , ДА СЕ; - обем газ при стандартни условия (температура = 273,2 + 20 = 293,2 и налягане),.

Плътност.

Плътността на смес от сухи газове (опростена зависимост, дадена е само за проверка на резултатите от изчислението) може да се определи като сумата от продуктите на плътността на компонентите и техните обемни фракции в%

където е плътността на сухата газова смес, kg/; - обемна част на i компонента в сместа, %; - плътност на i компонента, kg/.

В софтуерния пакет плътността на смес от газове се изчислява, като се вземат предвид температурата и налягането с помощта на специална програма. Следователно, когато се проверяват резултатите от изчислението, стойностите на плътността, определени от зависимостта *, могат леко да се различават от стойностите, дадени в таблиците на комплекса "ZuluGaz".

Топлина на изгаряне.

Долната калоричност на смес от газове се определя като сумата от продуктите на стойностите на калоричността на горимите компоненти и техните обемни фракции в%

,

където е нетната калоричност на компонента i, kcal / (kJ /).