1 Contabilidad y desbalance de gas
Ley Federal N° 261 "Sobre Ahorro de Energía y Mejoramiento de la Eficiencia Energética y sobre Modificaciones a Ciertos Actos Legislativos" Federación Rusa”, prevé la medición generalizada del gas consumido y los recursos de servicios públicos en el consumidor. La instalación de dispositivos de medición aumenta la transparencia de los cálculos de los recursos energéticos consumidos y brinda oportunidades para su ahorro real, principalmente a través de una evaluación cuantitativa del efecto de las medidas de ahorro de energía en curso, y le permite determinar la pérdida de recursos energéticos en el camino desde la fuente al consumidor.
Los principales propósitos de la contabilización del consumo de gas son:
- Obtención de bases para acuerdos entre un proveedor, una organización de transporte de gas (GTO), una organización de distribución de gas (GDO) y un comprador (consumidor) de gas, de conformidad con los contratos de suministro y prestación de servicios de transporte de gas.
- Control de caudales y regímenes hidráulicos de sistemas de suministro de gas.
- Análisis y gestión óptima de los modos de suministro y transporte de gas.
- Recopilación de balances de gas en sistemas de transmisión y distribución de gas.
- Control sobre el uso racional y eficiente del gas.
Los temas centrales en la contabilidad del gas natural son la confiabilidad de la contabilidad y garantizar la coincidencia de los resultados de medición en las estaciones de medición del proveedor y los consumidores: el volumen de gas suministrado por el proveedor reducido a condiciones estándar debe ser igual a la suma de los volúmenes de gas reducido a las condiciones estándar recibidas por todos los consumidores. La última tarea se denomina equilibrio de equilibrio dentro de una estructura de distribución de gas estable.
Cabe señalar la diferencia que existe entre la medida de caudal y cantidad de gas, y su contabilización. A diferencia de los resultados de las mediciones, que siempre contienen un error (incertidumbre), la contabilidad se lleva a cabo entre el proveedor y el consumidor de acuerdo con reglas mutuamente acordadas, que aseguran la formación del valor del volumen de gas natural en condiciones que no contienen cualquier incertidumbre.
Cuando el gas se mueve desde el GCG del proveedor (en el GDS) al GCG del consumidor (ver Fig. 1, ), su temperatura cambia como resultado de la interacción con la red de tuberías GDO. Los valores de temperatura a la entrada del GCC del consumidor son de naturaleza aleatoria, asociados a los cambios de temperatura del ambiente que rodea las tuberías del GDS y del consumidor (aire, suelo subterráneo, sifones submarinos, locales calefaccionados y no calefaccionados, etc. .).
Figura 1. Logística de gas natural en el Sistema Único de Abastecimiento de Gas Los valores de los volúmenes reducidos a las condiciones estándar utilizados en la contabilización del gas prevén la igualdad de los volúmenes de gas suministrados y consumidos, independientemente de su temperatura o la presión asociada a ella. Sin embargo, la presencia de una red de gasoductos entre el proveedor y el consumidor de gas, que es una fuente o un consumidor de calor, puede alterar el balance especificado de gas durante el período de informe por razones que escapan al control tanto del proveedor como del consumidor, y la transportador de gas (GDO).
En el caso de que las condiciones meteorológicas, climáticas u otras aleatorias provoquen que la temperatura del gas medida en todos o la mayoría de los consumidores sea superior a la medida por el proveedor en el GDS, aparece un desequilibrio de gas positivo, que legalmente no puede atribuirse a las pérdidas de cualquiera de las partes participantes en los contratos de suministro y transporte de gas.
Los principios fundamentales de la organización de la medición de gas, que permiten minimizar las pérdidas en el Sistema Unificado de Suministro de Gas, son:
- contabilidad nodal nivel por nivel, incluidos GDO y usuarios finales;
- cambio jerárquico en los requisitos de error de medición en cada nivel;
- contabilidad ubicua en los consumidores finales;
- centralización y automatización de la recogida de datos de consumo a todos los niveles.
Se deben instalar dispositivos de medición de la más alta precisión en el GIS y en las salidas de los principales gasoductos (MG), es decir, en el GDS.
El equipamiento de las estaciones de medición también debe realizarse teniendo en cuenta su nivel.
En el nivel inferior, los requisitos para aumentar el rango de medición de los instrumentos aumentan significativamente.
Cuando se mide un flujo de gas inferior a 10 m³/h, se utilizan medidores con compensación mecánica (electrónica) de temperatura. Si el caudal máximo de gas en la estación de medición supera los 10 m³/h, entonces el medidor debe estar equipado con un corrector electrónico, que proporciona el registro de los pulsos provenientes del medidor, mide la temperatura del gas y calcula el volumen de gas reducido a condiciones estándar. . En este caso, se utilizan valores condicionalmente constantes de presión y coeficiente de compresibilidad del gas.
Contadores de gas de membrana, de funcionamiento sencillo y fiable, se aconseja instalar en redes de gas con una sobrepresión máxima no superior a 0,05 MPa (incluidas redes baja presión- 0,005 MPa).
Si los volúmenes de transporte de gas superan los 200 millones de m³ por año (reducidos a condiciones estándar), para aumentar la confiabilidad y confiabilidad de las mediciones de volumen de gas, se recomienda utilizar instrumentos de medición redundantes que, por regla general, funcionan en diferentes principios de medición.
En unidades de medida con un caudal volumétrico de gas máximo superior a 100 m³/h, a cualquier exceso de presión y en el rango de caudal volumétrico de 10 m³/h a 100 m³/h, a un exceso de presión superior a 0,005 MPa, el gas la medición del volumen se lleva a cabo solo con calculadoras o correctores de volumen de gas.
Los convertidores de flujo con corrección automática del volumen de gas solo por su temperatura se utilizan a una sobrepresión de no más de 0,05 MPa y un flujo de volumen de no más de 100 m³ / h.
Si el medidor no tiene compensador de temperatura, la reducción del volumen de gas a las condiciones estándar se realiza de acuerdo con los procedimientos especiales aprobados en la forma prescrita.
Llevar el caudal volumétrico o volumen de gas en condiciones de operación a condiciones estándar, dependiendo de los parámetros de flujo y medio utilizados por el MI y el método para determinar la densidad del gas en condiciones de operación y/o estándar, debe llevarse a cabo teniendo en cuenta la recomendaciones indicadas en la Tabla 1 [ , , ].
| nombre del método | Condiciones para aplicar el método | |||
|---|---|---|---|---|
| Error de medición de volumen reducido a condiciones estándar, % | Caudal operativo máximo admisible, m3/h | Sobrepresión máxima admisible, MPa | Entorno medido | |
| T-recalculo | 3 | 100 | 0,05 | Gas a baja presión y sector doméstico |
| P, T - recálculo | 3 (hasta 10³ N.m³/h) 2,5 (10³ - 4 10³ n.m³/h) |
1000 | 0,3 | Gases de uno o varios componentes con una composición de componentes estable |
| P, T, Z - recálculo | 2,5 (sobre 4 10³ - 2 10 4 n. m³ / h) 1,5 (2 10 4 - 10 5 n. m³ / h) 1,0 (más de 10 5 n.m³/h) |
Más de 1000 | Más de 0,3 | Gases para los que se dispone de datos de compresibilidad |
| ρ - recálculo | 2,5 (más de 4 10³ - 2 10 4 N.m³ / h) 1,5 (2 10 4 - 10 5 n. m³ / h) 1,0 (más de 10 5 n.m³/h) |
Más de 1000 | Más de 0,3 | Gases para los que no se dispone de datos de compresibilidad |
2 Contabilización de la influencia de la temperatura y la presión en el error de medición del volumen de gas
Para transductores de flujo volumétrico (turbina, rotativo, vórtice, diafragma, ultrasónico), el volumen de gas reducido a condiciones estándar se calcula mediante las fórmulas:
dónde V esclavo, V S t; PAGS esclavo, PAGS S t; T esclavo, T S T; ρ esclavo, ρ ST: valores de trabajo y estándar de volumen, presión, temperatura y densidad del gas, respectivamente; k subst(k); PAGS subst - valores de sustitución (de trabajo) del coeficiente de compresibilidad y la presión del gas, respectivamente.
Los errores de medida y la elección de uno u otro método de conversión inciden directamente en el desequilibrio del gas. El uso de dispositivos de una clase de precisión más alta y correctores electrónicos que implementan el método de conversión P, T, Z puede reducir significativamente el desequilibrio de gas. Cuanto mayor sea el flujo, mayor debe ser la precisión del dispositivo de medición utilizado (consulte la Tabla 1).
Análisis de metrología y características de presentación varios tipos Los convertidores de flujo muestran que los medidores de turbina, diafragma y rotativos son los más adecuados para mediciones comerciales de volumen de gas en redes GDS y en consumidores finales. No es casualidad que los medidores de gas de turbina y rotativos de los principales fabricantes se utilicen como medidores maestros en las instalaciones de calibración, ya que tienen un pequeño error dentro del 0,3% (con una disminución en el rango de medición).
Transformamos (3) de la siguiente manera
 |
(5) |
2.1 Contabilización de la influencia de la presión en el error de reducir el volumen de gas a condiciones estándar ( T st = T esclavo, k = 1)
| (6) | |
 |
(7) |
Teniendo en cuenta (6, 7), el error relativo de reducción del volumen de trabajo de gas medido ( V V st), debido al error de medición (o falta de medición) de la presión absoluta del gas PAGS esclavo = PAGS cajero automático + PAGS choza se puede representar de la siguiente manera
| (8) |
Con un aumento en el exceso de presión en el gasoducto y desviaciones. ∆P atm, el valor de desequilibrio aumenta. Para reducir el desequilibrio de gas, la elección del método para convertir el volumen de trabajo de gas a condiciones estándar debe realizarse teniendo en cuenta las recomendaciones que figuran en la Tabla. una.
Para UUG de alta y media presión de 0,05 a 1,2 MPa inclusive, la medición de la presión es obligatoria utilizando correctores de volumen de gas que implementan el recálculo P,T- o P,T,Z (consulte la Tabla 1). En este caso, el error relativo de llevar el volumen de trabajo de gas medido (V esclavo) a las condiciones estándar ( V st), está determinada por el error de los sensores de presión y temperatura absoluta utilizados.
Para redes con un exceso de presión de no más de 0,05 MPa y caudales de no más de 100 m³/h, la corrección de presión es inapropiada, porque Los consumidores de gas son principalmente la población y el sector doméstico, y esto supone decenas de miles de estaciones de medida, entre ellas metros de apartamento. Equipar esta red de usuarios finales con dispositivos complejos con funciones de medición de presión absoluta reduce drásticamente la confiabilidad del sistema de medición en su conjunto y requiere importantes fondos para mantenerlo, lo que resulta ser económicamente imprudente. En este caso, para reducir el desequilibrio al contabilizar el gas, se recomienda introducir correcciones de presión (ver Sección 2.1.1).
En la práctica mundial, hay un caso en el que British Gas se vio obligada a desmantelar cientos de miles de medidores ultrasónicos y reemplazarlos con diafragmas debido a la baja confiabilidad del sistema y al costoso mantenimiento.
2.1.1 Análisis de la influencia de la presión en el error de llevar el volumen de gas a condiciones estándar en redes de baja presión
La sobrepresión en redes de baja presión debe mantenerse dentro del siguiente rango: 1,2 kPa ÷ 3 kPa. La desviación de la presión del valor establecido no debe exceder los 0,0005 MPa (0,5 kPa, 5 mbar) (ver, sección V, ítem 13).
PERO) Calculemos la corrección al volumen de trabajo de gas, debido a la presencia de sobrepresión en el gasoducto, sin tener en cuenta los cambios en la presión atmosférica. Tomamos el valor medio de la sobrepresión PAGS g = 2,3 kPa - ver (7).
Calendario de corrección δP izb al cambiar R excedente en el rango de 1,2 kPa ÷ 3,0 kPa sin tener en cuenta y teniendo en cuenta la influencia Δ Pex = ±0,5 kPa se muestra en la fig. 2. para PAGS g = 2,3 kPa, la corrección será
Calendario de corrección δP atm se muestra en la fig. 3. Con una disminución de la presión atmosférica por cada 10 mm Hg. relativamente PAGS st \u003d 760.127 mm Hg la enmienda será δP atmósfera = −1,3%.
Figura 3. Corrección δP atm al volumen de trabajo del gas, debido a cambios en la presión atmosférica. A) La corrección de presión resultante en R g = 2,3 kPa y ΔР wg = ±0,5 kPa se presenta en la tabla. 4 y en la fig. 4 (ver (7)).
Figura 4. Correcciones para llevar el volumen de gas a condiciones estándar debido a un cambio R cajero automático en R g = 2,3 kPa y ΔР g = ±0,5 kPa (se supone que la temperatura es T = +20 °C) | Mes | Casarse valor t, °C | Casarse valor Cajero automático. presión, mmHg | mín. valor Cajero automático. presión, PAGS min, mmHg | máx. valor Cajero automático. presión, PAGS máx, mmHg | mín. valor la temperatura, T min, °C | máx. valor la temperatura, T máx, °С |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Junio 2012 | 21,9 | 747,6 | 739,0 | 752,0 | 16 | 28 |
| julio, 2012 | 24,9 | 750,2 | 742,0 | 756,0 | 17 | 31 |
| Agosto 2012 | 22,0 | 748,3 | 743,0 | 754,0 | 9 | 32 |
| septiembre 2012 | 16,3 | 749,7 | 737,0 | 757,0 | 10 | 24 |
| Octubre 2012 | 9,8 | 750,4 | 741,0 | 760,0 | −1 | 19 |
| Noviembre 2012 | 1,2 | 753,7 | 739,0 | 766,0 | −4 | 11 |
| Diciembre 2012 | −7,7 | 759,5 | 735,0 | 779,0 | −20 | 5 |
| enero 2013 | −8,8 | 749,7 | 737,0 | 759,0 | −20 | 0 |
| febrero de 2013 | −3,6 | 754,0 | 737,0 | 765,0 | −11 | 1 |
| marzo 2013 | −4,1 | 747,4 | 731,0 | 759,0 | −10 | 3 |
| abril 2013 | 9,8 | 751,4 | 740,0 | 764,0 | 2 | 22 |
| Mayo 2013 | 20,7 | 751,0 | 746,0 | 757,0 | 9 | 30 |
| Casarse valor presión por año R cf, mm Hg |
751,1 |
| Mes | Casarse valor t, °C | Casarse valor Cajero automático. presión, mmHg | mín. valor Cajero automático. presión, PAGS min, mmHg | máx. valor Cajero automático. presión, PAGS máx, mmHg | mín. valor la temperatura, T min, °C | máx. valor la temperatura, T máx, °С |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Junio 2012 | 25,8 | 722,6 | 717,0 | 728,0 | 18 | 33 |
| julio, 2012 | 26,6 | 722,1 | 718,0 | 725,0 | 19 | 32 |
| Agosto 2012 | 27,2 | 722,0 | 716,0 | 726,0 | 19 | 33 |
| septiembre 2012 | 24,4 | 725,1 | 721,0 | 730,0 | 20 | 29 |
| Octubre 2012 | 18,6 | 726,2 | 719,0 | 731,0 | 13 | 29 |
| Noviembre 2012 | 8,7 | 728,4 | 722,0 | 733,0 | 2 | 17 |
| Diciembre 2012 | 1,2 | 726,5 | 714,0 | 736,0 | −11 | 16 |
| enero 2013 | 2,4 | 723,2 | 716,0 | 735,0 | −5 | 12 |
| febrero de 2013 | 4,2 | 725,4 | 719,0 | 733,0 | −1 | 15 |
| marzo 2013 | 9,8 | 721,8 | 707,0 | 735,0 | 0 | 20 |
| abril 2013 | 15,5 | 724,0 | 712,0 | 730,0 | 7 | 28 |
| Mayo 2013 | 22,3 | 723,2 | 716,0 | 729,0 | 16 | 29 |
| Casarse valor presión por año R cf, mm Hg |
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 |
| ∆P atm, mm Hg | −60 | −50 | −40 | −30 | −20 | −10 | 0 | +10 | +20 | +30 | +40 |
| ∆P atm / Pst, % | −7,89 | −6,57 | −5,3 | −3,94 | −2,63 | −1,31 | 0 | +1,31 | +2,63 | +3,94 | +5,3 |
| ∆P excedente /P st,% | 2,3 | ||||||||||
| PAGS atm, mm Hg | 700 | 710 | 720 | 730 | 740 | 750 | 760,127 | 770 | 780 | 790 | 800 |
2.1.2 Conclusiones.
Al convertir el volumen de trabajo de gas al volumen estándar, la presencia PAGS hut en la red de gas conduce a una corrección positiva. Si asumimos que el exceso de presión en las redes de gas de baja presión (hasta 0,005 MPa) tiene un promedio de 2,3 kPa (23 mbar), entonces la enmienda δP navegar \u003d 2.3% - ver fig. 2.
La disminución de la presión atmosférica en relación con PAGS st \u003d 760.127 mm Hg conduce a una corrección negativa: por cada 10 mm Hg - corrección δP atm = −1,3% (ver Fig. 3).
La presión atmosférica media varía a lo largo del año y suele estar por debajo del valor estándar. PAGS st \u003d 760.127 mm Hg (para un ejemplo, ver tablas 2 y 3: R cf = 751,1 mmHg — Arzamas, Distrito Federal del Volga; R cf = 724,2 mm Hg - pos. Hasanya, KBR).
La disminución de la presión atmosférica en comparación con R st \u003d 760,127 mm Hg por 17,7 mm Hg compensa completamente la corrección de presión debida a R g = 2,3 kPa.
A presión atmosférica:
- por debajo del valor R atm = 742,4 mm Hg
V S t< V medio, δр < 0 - por encima del valor de P atm = 742,4 mm Hg
V medio< V st, 0< δр
Para medidores sin corrección de presión (no hay sensor de presión absoluta), el error relativo de reducción del volumen de trabajo de gas medido ( V esclavo) a las condiciones estándar ( V st) está determinada por (13).
Llevar el volumen de trabajo de gas a las condiciones estándar debe llevarse a cabo teniendo en cuenta las fluctuaciones en la presión del gas en la red y los cambios en la presión atmosférica.
En redes de gas con una sobrepresión no superior a 0,05 MPa (población y sector doméstico) se utiliza el método de recálculo T. La contabilidad de la presión al llevar el volumen de trabajo de gas a condiciones estándar se lleva a cabo mediante la introducción de un coeficiente único en las lecturas del medidor, que cubrirá las pérdidas de los proveedores de gas. Se puede calcular mensualmente un solo coeficiente para las lecturas del medidor para cada región, teniendo en cuenta los datos estadísticos sobre los cambios en la presión atmosférica y las fluctuaciones de sobrepresión (13).
2.2 Contabilización de la influencia de la temperatura en el error de llevar el volumen de gas a las condiciones estándar ( PAGS st = PAGS esclavo, k = 1)
Teniendo en cuenta (5), el error relativo de llevar el volumen de trabajo de gas (V esclavo) a las condiciones estándar ( V st) debido a un error de medición (o falta de medición) T esclavo = T st ± ∆T se puede representar de la siguiente manera (sin tener en cuenta los cambios en el exceso y la presión atmosférica).
 |
(14) |
¿Para todo el mundo? el error de reducción (corrección) será ~0,35% del volumen de trabajo medido V esclavo (ver Fig. 5).
Figura 5. Error relativo (corrección) de llevar el volumen de gas a las condiciones estándar, debido a un cambio de temperatura - δt(se toma presión R= 760,127 mmHg) La falta de medición de la temperatura del gas y, en consecuencia, tener en cuenta la corrección del volumen del gas a partir de la temperatura conduce a grandes errores al llevar el volumen del gas a las condiciones estándar, ya que la temperatura del gas en diferentes épocas del año, dependiendo de la posición de la tubería, varía ampliamente (de -20? a +40?) (ver Fig. 5, tablas 2, 3).
Con un aumento en la desviación de la temperatura de trabajo del gas T esclavo del valor estándar T st la magnitud del desequilibrio aumenta. Para reducir el desequilibrio de gas, la elección del método para convertir el volumen de trabajo de gas a condiciones estándar debe realizarse teniendo en cuenta las recomendaciones que figuran en la Tabla. una.
conclusiones
Para UUG de alta y media presión de 0,05 a 1,2 MPa inclusive, la medición de la temperatura es obligatoria utilizando correctores de volumen de gas que implementan el recálculo P,T o P,T,Z (consulte la Tabla 1). En este caso, el error relativo de reducción del volumen de trabajo de gas medido ( V esclavo) a las condiciones estándar ( V st), está determinada por los errores de los transductores de temperatura y presión aplicados.
Para redes con exceso de presión inferior a 0,05 MPa, la corrección de temperatura se realiza:
para caudales superiores a 10 m³/h mediante correctores electrónicos (método T - recálculo);
Para Edificio de apartamentos, así como para casas residenciales, de campo o con jardín, unidas por redes comunes de ingeniería y soporte técnico conectadas a un sistema centralizado de suministro de gas, la disminución del desequilibrio, al contabilizar el consumo de gas por parte de la población, se puede solucionar mediante la instalación de medidores colectivos con correctores electrónicos que implementan el método T-recalculo. Los contadores individuales sin corrección de temperatura se instalan en las mismas condiciones (interiores) y determinan los errores relativos en el consumo de gas de cada apartamento o casa a partir del volumen medido por el contador colectivo. En forma de coeficiente, éste deberá incluirse en la tarifa de pago del gas según indicaciones dispositivos individuales contabilidad.
Los medidores de gas con compensación mecánica de temperatura tipo VK GT llevan el volumen de trabajo de gas al volumen de gas en T st = +20 °С con un error determinado por los errores límite del medidor (±1,5% o ±3,0% en el rango de caudal correspondiente (ver Fig. 6)).
Figura 6. Curva de error para medidores sin compensación térmica (VK-G6) y con compensación térmica mecánica (VK-G6T) a un caudal de 0,4Q máx. cuando cambia la temperatura del gas medido. 3 Contabilización de la influencia del exceso R choza, atmosférico R atm de presión y temperatura al error de llevar el volumen de gas a las condiciones estándar
El error resultante al llevar a condiciones estándar el volumen de gas medido por el medidor (a k= 1) se define:
| (15) |
Consideremos un ejemplo de cálculo del error de medición del volumen de gas reducido a condiciones estándar por medidores de gas de diafragma con compensación mecánica de temperatura del tipo VK GT (componente δt en (15) se toma igual a 0).
En la fig. 7 muestra una curva de error típica δ ver.c, V de un contador de diafragma tipo VK GT, obtenido durante la calibración en un laboratorio metrológico al salir de producción — R st \u003d 760.127 mm Hg = 101325 Pa, R g = 0 kPa y T st \u003d + 20 ° С (línea azul sólida), así como la curva de error del medidor en R st \u003d 760.127 mm Hg = 101325 Pa, R g = 2,3 kPa y T st = +20°С (línea azul discontinua).
De la fig. 7 muestra que los medidores están calibrados de tal manera que el error en q min en valor absoluto no supera el 1,2%, y en q nombre y q máx. - 0,6%.
Figura 7. Curva del error (calibración) del medidor VK-GT a P g = 0 kPa (línea azul continua) y P g = 2,3 kPa (línea azul discontinua) y los límites de cambio de presión atmosférica (línea verde - inferior límite; línea roja - límite superior), en el que el error de medición del volumen de gas, reducido a condiciones estándar, por medidores de gas de diafragma del tipo VK-GT no supera el ± 3%. Calculemos los límites inferior y superior de la presión atmosférica, en los que el error al medir el volumen de gas se reduce a las condiciones estándar. δP st, TstV contadores de gas de diafragma tipo VK-GT en R g = 2,3 kPa y ΔР g = ±500 Pa no supera el ±3 %, como exige GOST R 8.741-2011 (ver (15)).
Datos iniciales:
R atm, cf = 751,1 mm Hg; R g = 2,3 kPa; ΔР g = ±500 Pa; R st \u003d 760.127 mm Hg = 101325 Pa
Error del medidor durante la verificación
Entonces (ver (15) para δt = 0:
 |
(17) |
Por lo tanto, el límite superior de la presión atmosférica, en el que el error de medición del volumen de gas, reducido a condiciones estándar, por medidores de gas de diafragma del tipo VK-GT en R g = 2,3 kPa y ΔР R atm, máx. = 752 mm Hg Arte. (85 m sobre el nivel del mar).
Calcular el límite inferior de la presión atmosférica.
 |
(18) |
 |
(19) |
Por lo tanto, el límite inferior de la presión atmosférica, en el que el error de medición del volumen de gas, reducido a condiciones estándar, por medidores de gas de diafragma del tipo VK-GT en R g = 2,3 kPa y ΔР g = ±500 Pa no supera el ±3%, es: R atm, min = 728,2 mm Hg Arte. (336 m sobre el nivel del mar).
Como referencia, la Tabla 5 muestra las ciudades de la Federación Rusa y sus alturas promedio sobre el nivel del mar. De la Mesa. se puede ver que la mayoría de las ciudades, además, con una población de un millón, están situadas a una altitud sobre el nivel del mar de 85÷336 m.
| ciudades rusas | Altura sobre el nivel del mar, m | ciudades rusas | Altura sobre el nivel del mar, m |
|---|---|---|---|
| Arzamás | 150 | *Novosibirsk | 145 |
| Vladivostok | 183 | *Omsk | 85-89 |
| *Volgogrado | 134 | Oremburgo | 110 |
| Vorónezh | 104 | *Pérmico | 166 |
| *Ekaterimburgo | 250 | *Rostov del Don | 6 |
| Irkutsk | 469 | *Samara | 114 |
| *Kazán | 128 | Sarátov | 80 |
| Krasnodar | 34 | *San Petersburgo | 5 |
| *Krasnoyarsk | 276 | *Ufá | 148 |
| *Moscú | 156 | Jabárovsk | 79 |
| *NORTE. Nóvgorod | 130 | *Cheliábinsk | 250 |
| * - ciudades millonarias | |||
Así, en el rango de presión atmosférica:
728,2 mm Hg (336 m sobre el nivel del mar) ≤ R atm ≤ 752 mm Hg (85 m sobre el nivel del mar) el error del medidor VK-GT al medir el volumen de gas reducido a condiciones estándar no supera el ± 3,0%, lo que cumple con los requisitos de GOST R 8.741-2011. (Moscú - 186 m sobre el nivel del mar, Arzamas - 150 m sobre el nivel del mar).
4. Conclusión.
Para redes de medio y alta presión con exceso de presión superior a 0,05 MPa, se recomienda utilizar correctores electrónicos que implementen Métodos P,T,Z y P,T - recálculo del volumen de trabajo de gas a condiciones estándar.
Para redes con una sobrepresión inferior a 0,05 MPa (población, sector doméstico), con un cambio significativo en la temperatura del ambiente de trabajo, se recomienda aplicar el método T - recálculo del volumen de trabajo de gas a condiciones estándar. Al mismo tiempo, para medidores con corrección electrónica de temperatura, se asume que la presión es un valor condicionalmente constante y varía de acuerdo con el MI desarrollado y certificado. Para medidores con compensación térmica mecánica, la presión se toma en cuenta introduciendo un factor de corrección calculado mensualmente para cada región en base a datos estadísticos sobre cambios en las fluctuaciones atmosféricas y de sobrepresión (13).
Para los contadores de gas domésticos instalados en interiores, no existen requisitos para el uso de la corrección de temperatura si la desviación de temperatura del valor estándar no supera los ± 5 °C. Llevar el volumen de gas a las condiciones estándar, cuando la desviación de temperatura se exceda en más de ± 5 ° C, se lleva a cabo de acuerdo con procedimientos especiales aprobados en la forma prescrita.
Para reducir el desequilibrio en la medición de gas para la población equipada con GTU individual, es necesario prever la instalación de dispositivos colectivos con correctores electrónicos que implementen el método de recálculo de T. Los contadores individuales sin corrección de temperatura se instalan en las mismas condiciones (interiores) y determinan los errores relativos en el consumo de gas de cada apartamento o casa a partir del volumen medido por el contador colectivo. En forma de coeficiente, este debe incluirse en la tarifa de pago de gas de acuerdo con las lecturas de los dispositivos de medición individuales.
El efecto de la presión y la temperatura del gas sobre el error de llevar el volumen de trabajo a las condiciones estándar, presentado anteriormente, y las dependencias de fórmulas obtenidas pueden usarse como base para calcular las correcciones para reducir el desequilibrio al contabilizar el gas (13-15).
Para medidores de diafragma tipo VK-GT, los límites de cambio de presión atmosférica, en los cuales el error de llevar el volumen de trabajo de gas a condiciones estándar no supera el ± 3% (siempre que δt= 0) son 728,2 mm Hg. - 752 mmHg
Literatura
- Ley Federal N° 261 "Sobre Ahorro de Energía y Eficiencia Energética y sobre Enmiendas a Ciertos Actos Legislativos de la Federación Rusa".
- Gorodnitsky I.N., Kubarev L.P. Disposición reglamentaria de la contabilidad del gas en la Federación Rusa./ Gas business, Moscú, enero-febrero de 2006, p. 55-57.
- MI 3082 - 2007 Selección de métodos y medios para medir el consumo y la cantidad de gas natural consumido en función de las condiciones de operación en las estaciones de medición. Recomendaciones sobre la elección de patrones de trabajo para su verificación.
- Garantizar la uniformidad de las medidas. Organización de mediciones de gas natural. STO Gazprom 5.32-2009.
- GOST R 8.740 - 2011. Consumo y cantidad de gas. Metodología para la realización de medidas mediante caudalímetros y contadores de turbina, rotativos y de vórtice.
- GOST R 8.741-2011. VOLUMEN DE GAS NATURAL. Requerimientos generales a los métodos de medición.
- Decreto del Gobierno de la Federación Rusa del 6 de mayo de 2011 N 354 "Sobre la provisión utilidades propietarios y usuarios de locales en Edificio de apartamentos y edificios residenciales”, modificado el 19 de septiembre de 2013.
A los efectos de una comprensión inequívoca de la terminología utilizada, presentamos las siguientes definiciones: Sección estimada del gasoducto- área dentro de la cual no hay cambio en el flujo de gas; no existen fuentes que aumenten la presión del gas, por ejemplo, estaciones compresoras; no hay dispositivos de estrangulación de la presión del gas (GDS, GRP, GRU, etc.); no hay cambios en el diámetro de la tubería o el tipo de instalación, como subterráneo, submarino, sobre el suelo o sobre el suelo.
Los gasoductos de distribución incluidos en el sistema de suministro de gas se dividen en:
1. anillo; 2. callejones sin salida; 3. mixto.
Los gasoductos de los sistemas de suministro de gas, según la presión del gas transportado, se dividen en:
1. Tuberías de gas de alta presión de la 1ra categoría: a una presión de gas operativa de más de 0,6 MPa (6 kgf / cm2) hasta 1,2 MPa (12 kgf / cm2) inclusive para gas natural y mezclas de gas y aire y hasta 1,6 MPa (16 kgf/cm2) para gases de hidrocarburos licuados (LHG); 2. gasoductos de alta presión de categoría II - a una presión de gas de operación de más de 0,3 MPa (3 kgf/cm2) hasta 0,6 MPa (6 kgf/cm2); 3. gasoductos de media presión - a una presión de funcionamiento del gas de más de 0,005 MPa (0,05 kgf/cm2 a 0,3 MPa (3 kgf/cm2); 4. gasoductos de baja presión - a una presión de funcionamiento del gas de hasta 0,005 MPa ( 0,05 kgf/cm2) inclusive.
condiciones normales y estándar.
Las condiciones normales se consideran presión de gas. = 101,325 kPa y su temperatura = 0 °C o = 273,2 K. Es habitual aprobar GOST para gases combustibles a una temperatura = +20 °C y = 101,32 kPa (760 mm Hg), en relación con esto, estas condiciones son llamado estándar. Se introducen condiciones normales y estándar para comparar las cantidades volumétricas de diferentes gases. Llevar el gas a condiciones normales se lleva a cabo de acuerdo con la siguiente ecuación:
.
.
Del mismo modo, para llevar el gas a las condiciones estándar
.
.
A veces es necesario llevar un gas en condiciones normales y estándar a unas condiciones dadas de temperatura y presión. Las relaciones anteriores tomarán la siguiente forma:
;
,
donde es el volumen de gas en condiciones normales (, ), ; - volumen de gas a presión y temperatura °С, ; - presión de gas normal, = 101,325 kPa = 0,101325 MPa, (760 mm Hg); 273.2 - temperatura normal, es decir , A; - volumen de gas en condiciones estándar (temperatura = 273,2 + 20 = 293,2 y presión),.
Densidad.
La densidad de una mezcla de gases secos (una dependencia simplificada, se da solo para verificar los resultados del cálculo) se puede determinar como la suma de los productos de la densidad de los componentes y sus fracciones de volumen en%
donde es la densidad de la mezcla de gas seco, kg/; - fracción volumétrica del componente i en la mezcla, %; - densidad del componente i, kg/.
En el paquete de software, la densidad de una mezcla de gases se calcula teniendo en cuenta la temperatura y la presión mediante un programa especial. Por lo tanto, al verificar los resultados del cálculo, los valores de densidad determinados por la dependencia * pueden diferir ligeramente de los valores dados en las tablas del complejo "ZuluGaz".
Calor de combustión.
El poder calorífico neto de una mezcla de gases se define como la suma de los productos de los valores del poder calorífico de los componentes combustibles y sus fracciones de volumen en %
,
donde es el poder calorífico neto del componente i, kcal/(kJ/).
