Разбаланс подается на усилитель ЭУ-5016А, который управляет двухфазным асинхронным реверсивным двигателем типа Д-32. Вал двигателя кинематически связан с движком отрабатывающего реохорда RK и вызывает его перемещение в сторону, необходимую для балансирования схемы.  

Разбаланс между этими силами обычно невелик, поэтому для перемещения плунжера требуются исполнительные механизмы небольшой мощности.  

Разбаланс углов т и а2 тиристорного регулятора можно уменьшить практически до 0, если ввести замкнутую систему регулирования сигналом ошибки, пропорциональным разбалансу. Однако это усложняет систему управления и делает ее менее надежной.  

Разбаланс компенсируется либо противовесами, либо удалением материала.  

Разбаланс (менее одного процента) объясняется ошибкой округления при ручном счете.  

Разбаланс, или небаланс, - разница между количеством вещества, поступившим в трубопроводную сеть устойчивой структуры газораспределения и отобранным из нее участниками коммерческого учета за сутки или за отчетный период.  

Разбаланс в цепи индукционно-трансформаторной системы может быть вызван также изменением рН обработанной воды. При отклонении величины рН за пределы заданного диапазона замыкаются контакты позиционного регулятора рН - метра, что вызывает вращение электродвигателя преобразователя рН - мет-ра в ту или иную сторону. Вал двигателя кинематически связан с плунжером его индукционной катушки. Перемещение последнего и создает разбаланс на входе усилителя. Двигатель и индукционная катушка конструктивно оформлены в едином блоке - индукционном преобразователе рН - метра.  

Разбаланс приводит к появлению несимметричного выходного сигнала, который вызывает пульсации на выходе демодулятора. При невозможности ослабить эту пульсацию с помощью демодулятора повторяемость в системе ухудшается.  

Разбаланс модуляторов в кодирующем устройстве приводит к появлению неподавленного остатка поднесущеи на белом (сером) и на обратном ходу. Это недопустимо, так как на передающей стороне, в профессиональной аппаратуре, искажения должны быть сведены к возможному минимуму. Современные схемы кольцевых модуляторов удовлетворяют таким допускам, но требуют весьма тщательной настройки и специальных мер по стабилизации в широком интервале температур.  

Разбаланс реверсивного моста, снижая минимальное значение тока нереверсивного ПМК, включенного в диагональ моста, позволяет брать нереверсивные ПМК с очень низкими кратностями регулирования тока нагрузки. Кратность регулирования тока нагрузки нереверсивного ПМК (отношение максимального и минимального тока нагрузки) в значительной мере определяет мощность управления и габариты ПМК.  

Разбаланс вращающихся частей - вращающая радиально направленная сила, меняющаяся с частотой вращения вала.  

Разбаланс частотных характеристик стереоканалов по тракту низкой частоты оценивают отношением напряжения на выходе одного канала к напряжению на выходе другого канала в децибелах на различных частотах при нескольких положениях регуляторов громкости.  

Разбаланс температурных коэффициентов сопротивления (алгебраическая разность между ТКС двух любых резисторов) Является важной-характеристикой, определяющей степень стабильности точцо-стных параметров при изменении температуры делителя в результате подачи. Зависимость составляющей приведенного отклонения выходного напряжения от разбаланса ТКС резисторов делителя, имеет вид ДЕ / етнЯд (1 - КЯ) ДГКС ДГ, где К - коэффициент деления; ДТКС - разбаланс ТКС; ДГ - разность температур.  

Разбаланс частотных характеристик стереоканалов по тракту УНЧ определяется путем подачи на входы обоих каналов (рис. 130) сигнала от звукового генератора с частотой 1000 Гц и уровнем, обеспечивающим на выходе напряжение 1 В. Положения регуляторов громкости должны соответствовать максимальному усилению, а регуляторов тембра - широкой полосе. Регуляторами стереобаланса устанавливается равенство напряжений на выходе каждого стереоканала, затем при неизменном напряжении на входе изменяется частота сигнала и измеряются напряжения на выходах стереоканалов.  

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ УНИТАРНОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ

«ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ
ИНСТИТУТ МЕТРОЛОГИЧЕСКОЙ СЛУЖБЫ»

(ФГУП «ВНИИМС»)

ГОССТАНДАРТА РОССИИ

ТИПОВАЯ МЕТОДИКА ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ
(ОПРЕДЕЛЕНИЯ) КОЛИЧЕСТВА ПРИРОДНОГО ГАЗА ДЛЯ

Зарегистрирована в Федеральном реестре методик выполнения измерений под №
ФР.1.29.2002.00690

МОСКВА
2002

РАЗРАБОТАНА ФГУП «ВНИИМС»

ИСПОЛНИТЕЛИ: Б.М. Беляев

А.И. Вересков (рук. темы)

УТВЕРЖДЕНА ФГУП «ВНИИМС» 09.12.2002 г.

ЗАРЕГИСТРИРОВАНА ФГУП «ВНИИМС» 09.12. 2002 г.

ВВЕДЕНА ВПЕРВЫЕ

ТИПОВАЯ МЕТОДИКА ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ
(ОПРЕДЕЛЕНИЯ) КОЛИЧЕСТВА ПРИРОДНОГО ГАЗА ДЛЯ
РАСПРЕДЕЛЕНИЯ НЕБАЛАНСА МЕЖДУ ПОСТАВЩИКАМИ И
ПОТРЕБИТЕЛЯМИ НА ТЕРРИТОРИИ РФ

Методика разработана с учетом требований ГОСТ Р 8.563-96 ГСИ. Методики выполнения измерений, МИ 2525-99 «ГСИ. Рекомендации по метрологии, утверждаемые Государственными научными метрологическими центрами Госстандарта России», «Правил поставки газа в РФ», утвержденных Правительством РФ 5 февраля 1998 г. под № , «Правил учета газа », зарегистрированных в Минюсте России 15 ноября 1996 г. под № 1198.

1. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

1.1. Настоящая методика устанавливает порядок выполнения измерений (определения) количества природного газа для распределения небаланса между поставщиками и потребителями на территории РФ с помощью программы «Баланс природного газа».

2. МЕТОД ИЗМЕРЕНИЙ

Для выполнения измерений (определения) количества природного газа при распределении небаланса проводят статистическую обработку исходных данных:

2.1.1. Определяют структуру связей в системе «поставщики-потребители».

2.1.1.1. Определяют общее число n поставщиков и потребителей (далее - участников учетной операции или участников). Каждому участнику присваивают его индивидуальный номер, который может принимать значение от 1 до n.

2.1.1.2. Определяют общее число m пунктов передачи газа (далее - пунктов) и присваивают им номера от 1 до m.

2.2. Порядок измерений (определения) значений количества газа при учетных операциях (далее - учетных значений).

Определение учетных значений проводят в соответствии с методом статистического анализа данных, изложенном в приложении . Решение задачи определения учетных значений носит алгоритмический характер и реализуется с помощью программы «Баланс природного газа», разработанной ФГУП «ВНИИМС». Алгоритм расчета учетных значений приведен в приложении . Все расчеты по методике проводят с помощью программы в автоматическом режиме.

2.2.1. Данные, перечисленные в п. , обрабатывают с помощью программы «Баланс природного газа» по одному из вариантов п. . В результате получают:

2.4.1. Выбор одного из вариантов решения по п. (оба варианта реализованы в программе) предоставлен пользователю методики. При этом руководствуются следующими соображениями.

Учетные значения u j , определенные по п. . отличаются от исходных результатов измерений v j не более чем на величину предела допускаемой абсолютной погрешности ∆ j . Такое условие введено потому, что его нарушение может вызвать несогласие участников учетной операции. В этом варианте распределение небаланса может оказаться либо полным, либо неполным - в зависимости от конкретных числовых значений исходных данных.

В связи с этим предусмотрен второй вариант решения задачи - по п. . Небаланс распределен полностью, при этом условие ограниченной коррекции может оказаться выполненным либо нарушенным.

2.4.2. Наилучшим вариантом решения задачи является равенство нулю остаточного небаланса при ограниченной коррекции исходных результатов измерений. Для исследования такой возможности программой проводится анализ исходных данных. Получают

3.2. Математическое обеспечение учитывает специальный вид и структуру данных конкретных задач. Структура связей в системе «поставщики-потребители» должна быть задана заказчиком программного обеспечения в виде схемы (рисунка) и таблицы и согласована с разработчиком. Пример задания структуры связей см. в приложениях , .

3.3. Предусмотрена возможность выбора значения управляющего параметра р (см. приложение , п. ), который влияет на решение задачи следующим образом: его значение определяет, будет ли небаланс распределен в большей степени между участниками учетной операции, на долю которых приходятся большие количества, либо его распределение будет более равномерным между всеми участниками. Исходя из этого, выбирают наиболее подходящее значение параметра в диапазоне, указанном в п. . Возможны следующие варианты.

3.3.1. При разработке программы выбирают и фиксируют определенное значение параметра.

3.3.2. Используют результаты анализа данных и рекомендацию по выбору значения р, полученные программой. Проводят проверку статистической гипотезы о соответствии погрешностей результатов измерений нормальному распределению (проверка выполняется программой в автоматическом режиме). В случае принятия гипотезы рекомендовано значение р = 2.

3.3.4. Последовательность действий, сформулированная в п. , реализуется программой в автоматическом режиме.

3.4. Предусмотрена возможность фиксирования исходных измеренных (или определенных по нормам потребления) значений количества газа для некоторых из участников. Эти значения включают в состав исходных данных, но не корректируют (это означает, что учетные значения равны значениям в исходных данных, которые используются для расчета величины небаланса и остаются неизменными в процессе решения задачи). При расчетах по программе указанная возможность может быть реализована по отношению к любому из участников, в частности, при отпуске газа бытовым потребителям.

4.4. При измерениях счетчиками газа без температурной компенсации по ГОСТ Р 50818-95 «Счетчики газа объемные диафрагменные» применяют поправочные коэффициенты для приведения к стандартным условиям измеренного объема газа в соответствии с МИ 2721 -2002 «Типовая методика выполнения измерений мембранными счетчиками газа без температурной компенсации».

4.5. Условия измерений. При выполнении измерений соблюдают следующие условия.

4.5.1. Рабочий газ - природный газ - по ГОСТ 5542-87 «Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения».

4.5.2. Условия эксплуатации: паспортные данные средства измерений соответствуют реальным условиям эксплуатации для данного региона.

4.6. Обработка результатов измерений.

4.6.1. Для получения учетных значений, корректирующих значений (равных разности учетного и измеренного значений), коэффициентов коррекции к результатам измерений (равных отношению учетного значения к измеренному), данные, перечисленные в п. , обрабатывают по методу, описанному в разделе .

4.6.2. Расчет проводят по программе «Баланс природного газа».

4.6.3. Учетные значения количества газа, коэффициенты коррекции к результатам измерений рассчитывают и применяют эксплуатационные организации газораспределительной системы.

4.6.4. Пример расчета учетных значений, корректирующих значений, коэффициентов коррекции к результатам измерений показан в приложении .

4.7. Оформление результатов измерений и расчета учетных значений.

Пример расчета основан на программе «Баланс природного газа», разработанной ФГУП «ВНИИМС».

Требуется определить учетные значения и распределить небаланс количества газа по результатам измерений за отчетный период в системе «поставщики-потребители» со структурой связей, показанной на рисунке в приложении . На схеме изображены 10 участников учетной операции и 3 пункта передачи газа. В распределении небаланса задействованы все участники. В примере принята нумерация участников, показанная на рисунке .

Исходные числовые данные измерений v j (м 3) и пределов погрешностей ∆ j следующие:

В соответствии с данной схемой и правилом п. формируют таблицу . Первая строка соответствует первому пункту. В первую и вторую позиции первой строки помещают 1, т.к. этим позициям соответствуют поставщики, в третью, четвертую и пятую помещают -1, т.к. этим позициям соответствуют потребители, в остальные позиции первой строки помещают 0, поскольку участники с номерами 6 - 10 не имеют отношения к первому пункту. Строки, соответствующие второму и третьему пунктам, заполняют аналогично. Получают таблицу .:

Рис. Б.1. Обозначения: (1), (2) - поставщики; (3), (4) - промежуточные участники учетной операции, являющиеся одновременно поставщиками и потребителями; (5) - (10) - потребители; две горизонтальные черты - пункты передачи газа.

ПРИЛОЖЕНИЕ В

В.1. Алгоритм основан на методе статистического анализа данных при наличии ограничений на переменные. Определенные по данному методу учетные значения, полученные в результате коррекции исходных измеренных значений, являются оценками истинных значений количества газа. Метод решения задачи соответствует статистическому методу оценки параметров, который позволяет получать как традиционные, так и робастные оценки (т.е. устойчивые по отношению к грубым промахам в данных и отклонениям от нормального закона). Целесообразность использования робастных методов анализа данных для определения учетных значений обусловлена нередко встречающимися на практике грубыми промахами в данных, вследствие которых возникают большие значения небаланса. Возможные причины этого явления перечислены в примечании к п. 2.4.2.5 v n ) - вектор исходных результатов измерений,

∆ = (∆ 1 , ..., ∆ n ) - вектор значений пределов допускаемых абсолютных погрешностей измерений,

А - матрица (таблица, m строк, n столбцов), задающая структуру связей в системе, сформированная по правилу п. ) следует выбирать в зависимости от вида распределения погрешностей измерений. В частности, при нормальном законе распределения, оценки с оптимальными статистическими свойствами получают при р = 2 по методу наименьших квадратов. При отклонениях от нормального закона рекомендованы значения 1 ≤ р < 2. определяют так, чтобы значение левой части (, и при необходимости корректируют значения

B.8. Вектор (размерности m) остаточного небаланса (небаланса учетных значений) рассчитывают по формуле

d° = Аu (В.8)

(i-я компонента вектора равна разности между суммой учетных значений поставщиков и суммой учетных значений потребителей в i-м пункте). Условие полного распределения небаланса: Аu = 0.

B.9. Вектор (размерности m) - предел допускаемого исходного небаланса рассчитывают по формуле

d n = | А|∆, (В.9)

где |А| - матрица, элементы которой равны абсолютным значениям соответствующих элементов матрицы А (i-я компонента вектора d n равна сумме пределов допускаемых абсолютных погрешностей измерений участников в i-м пункте).

Г.В. Асатиани, директор МУП «Одинцовские теплосети»,

к.т.н. Б.М. Беляев, к.т.н. А.И. Вересков, д.т.н. В.Г. Патрикеев, проф. ВНИИМ,

В.Н. Царьков, гл. инж. ГУП «Мособлгаз», В.А. Шиляев, гл. инж. ЗАО «Аскон»

Количество природного газа -величина, которая оплачивается юридическим лицом, поэтому она является центральной в операциях учета энергоносителей. Остановимся только на двух сторонах учета: на проблеме определения количества природного газа и его погрешности и на сведении баланса между поставщиком и потребителями, имеющими приборный учет и не оснащенными приборным контролем.

Госстандартом РФ выполнена большая работа по обеспечению единства измерений количества природного газа с использованием первичных преобразователей, основанных на различных методах измерения (с использованием

сужающих устройств, различных тел вращения в потоке и др.).

Независимо от метода измерения, первая проблема в измерении количества состоит в определении теплофизических характеристик природного газа. С этой целью используется ГОСТ 30319-96. Как правило, плотность (в стандартных и рабочих условиях), коэффициент динамической вязкости, показатель адиабаты, нижнее и верхнее значение теплотворной способности газа измеряются не прямым, а косвенным методом, т.е. по установленным в ГОСТ 30319-96 уравнениям и по измеренным значениям абсолютного давления, температуре и компонентному составу природного газа рассчитываются теплофизические характеристики (вручную или автоматически). При этом вносится ряд погрешностей, основными из которых являются следующие:

1. Погрешности информационных каналов по измерению абсолютного давления и температуры, которые в основном определяются классом точности преобразователей давления и температуры, погрешностью регистрирующих приборов и точностью планиметрирования диаграмм записей(включая формирование условно-постоянных величин), по которым определяется величина абсолютного давления и температуры. Нестабильность режимов эксплуатации узлов учета вынуждает проектировщиков закладывать завышенные верхние пределы измерения первичных преобразователей давления, что приводит к увеличению погрешности измерения абсолютного давления. Экономия в датчиках температуры является источником больших погрешностей, так как температура на узле поставщика может отличаться от температуры на узле потребителя как в сторону уменьшения, так и увеличения в зависимости от сезона, условий размещения узла учета и других факторов.

2. В связи с необходимостью обработки диаграмм записей и косвенным методом определения расхода и количества были введены(ГОСТ 8.563.1,2-97) условно-постоянные величины, что связано с недостаточной точностью учета по среднему значению радиуса записи на диаграммных дисках, которые определяются путем планиметрирования диаграмм за 24 часа, как это рекомендовалось отмененным РД 50-213-80. Условно-постоянная величина (на заданном интервале времени) - это величина параметра, отклонение которой от среднего значения на заданном интервале времени вызывает дополнительную систематическую погрешность при измерении количества, которую можно оценить по известной формуле (5.2.6. ГОСТ 8.563.2-97). Если значение этой погрешности не удовлетворяет требуемой точности, то интервал времени уменьшают, пока не будет достигнута требуемая точность. По существу, проблема состоит в разбиении периода времени на интервалы при вычислении интеграла сложной функции с заданной точностью на основе графической информации. Поскольку расчет количества газа является трудоемким, выбор интервалов стараются проводить экономно, что приводит к разбиению на интервалы разной продолжительности. По-прежнему не решена проблема выбора интервала времени, в пределах которого давление и температура одновременно остаются условно-постоянными.

3. В зависимости от метода измерения расхода, режимов эксплуатации трубопроводов, на которых они установлены, от состояния внутренней поверхности трубопровода зависит надежность измерения. Опыт эксплуатации узлов учета показывает, что наиболее надежным методом измерения количества остается метод переменного перепада давления с сужающими устройствами, так как он устойчиво работает в условиях гидравлических ударов и загрязнения природного газа продуктами коррозии и посторонними предметами, которые остаются после реконструкции трубопроводных сетей, вибраций измерительных трубопроводов, изменения температуры окружающей среды и других факторов.

Метод переменного перепада давления основан на возникновении разности давления на сужающем устройстве, пропорциональной величине расхода. Поэтому все вышесказанное относится к каналу измерения разности давления, возникающей на сужающем устройстве.

4. Одним из основных источников погрешности определения теплофизических характеристик природного газа является суточное изменение его состава, определить который можно только на дорогостоящих промышленных хромографах. Для обеспечения единства измерений количества достаточно пользоваться одинаковыми данными на узлах поставщика и потребителей. При этом будет возникать некоторая погрешность, но баланс от этого не зависит, так как учет ведется по расходу в стандартных условиях, что эквивалентно учету по массовому расходу в масштабе плотности в стандартных условиях. Если масштаб у всех участников коммерческого учета будет одним и тем же, независимо от его достоверности, то это не приведет к возникновению погрешности в количестве природного газа одного участника учета по отношению к другому. Необходимо только следить, чтобы в вычислители в процессе учета вносилась оперативная информация о составе газа, что не всегда имеет место на практике.

Подводя итоги проведенному анализу, можно утверждать, что проблема точности измерения количества является многосторонней, требующей внимания при проверке конкретного узла учета и формировании условно-постоянных величин. Процедура государственного метрологического контроля и надзора за узлами учета должна быть обязательной, независимо от ведомственной принадлежности юридического лица, и выполняться в порядке и в сроки, установленные ПР 50.2.022-99.

Наиболее законченным в метрологическом отношении является метод переменного перепада давления с сужающими устройствами. В последнее время разработан ряд нормативных документов, устанавливающий порядок и методику выполнения измерения расхода и количества природного газа и других энергоносителей. К этим документам относятся: ГОСТ 8.563.1/.3-97, ГОСТ 30319.0/.3-96, ПР 50.2.022.-99, МИ 2578-2000, МИ 2585-2000. В последнее время утверждены рекомендации МИ 2588-2000, которые расширяют область применения измерительных комплексов до уровня, имеющего место в РД 50-213-80, и разрабатывается документ, регламентирующий первичную проверку измерительных трубопроводов на базе ПР 50.2.022-99.

В процессе разработки комплекса технической документации вырабатываются средние нормы погрешности конкретного узла учета по расходу и количеству природного газа. Без выполнения этой работы с 1 октября 2000 года эксплуатация узла учета является некоммерческой.

Для расчета количества газа и абсолютной погрешности измерения количества на каждом интервале времени используют программы, рекомендованные к применению Госстандартом России, в частности программный комплекс Флоуметрика, разработанный ВНИЦ СМВ и ВНИИМС, а также паспортные данные узла учета, на котором проводились измерения. Путем суммирования получают количество газа V и абсолютные погрешности его измерения aV за сутки и за отчетный период.

Возникает разница в количестве газа по результатам измерений, равная разности между количеством поставщика и суммарным количеством потребителей из-за того, что результаты измерений количества по показаниям узлов учета поставщика и потребителей содержат погрешности, имеется ряд структур городского хозяйства, не охваченных приборным контролем, а также часть газа относят к утечкам. Эту разность называют исходным небалансом. ВНИИМС совместно с ГУП «Мособлгаз» проанализировали задачу сведения баланса между поставщиком и потребителями и связанную с ней проблему определения учетных количеств, подлежащих оплате.

Вопросы определения учетных количеств природного газа при расчетах между поставщиком и потребителями являются весьма актуальными ввиду значительных величин небаланса, возникающего при сопоставлении результатов измерений, полученных на узлах учета. Величина небаланса нередко достигает 20-30% от общего количества, измеренного поставщиком. Возникающая неопределенность при взаимных расчетах приводит к существенным экономическим потерям, поскольку при больших значениях небаланса потребители не в состоянии оплатить разницу в измерениях, составляющую небаланс, а государство в лице поставщиков несет соответствующие убытки. В связи с этим разработка подхода, позволяющего научно обоснованно распределять небаланс при учете количества природного газа, является важной задачей.

Положение осложняется существованием двух законодательных документов: «Правил поставки газа», утвержденных Госдумой РФ, и «Правил учета газа», утвержденных Минтопэнерго и газовой инспекцией. Первый документ отдает предпочтение поставщику, т.е. данным газораспределительных станций (ГРС) без указания на существование абсолютной погрешности узла учета. Второй документ регламентирует взаимоотношения между поставщиком и потребителями, где рекомендуется учитывать абсолютные погрешности узлов учета участников коммерческих операций с газом.

Результатом анализа сложившегося положения в Московской области является создание МИ 2578-2000, в которой предлагается решение задачи сведения баланса с помощью статистической обработки совокупности результатов измерения на всех узлах учета поставщика и потребителей при соблюдении условия сохранения общего количества: отпущенное поставщиком количество должно быть равно сумме количеств, полученных потребителями. Это и есть условие баланса. Принятый подход является теоретически обоснованным и использует оптимальную статистическую процедуру обработки данных, и полученные таким способом значения количества являются более точными по сравнению с исходными результатами измерений количества газа по данным узлов учета.

В заключение отметим, что, поскольку меньшую долю потерь при распределении небаланса несут поставщики и потребители, узлы учета которых более точные, предлагаемый подход стимулирует участников учетных операций к проведению мероприятий, направленных на модернизацию устаревших узлов учета, и строгому соблюдению условий проведения измерений, регламентируемых соответствующими нормативными документами. Это, в конечном итоге, должно привести к уменьшению существующих в настоящее время величин небаланса измеренных количеств природного газа и, тем самым, уменьшить экономические потери.

В настоящее время ГУП «Мособлгаз» приступил к опытной эксплуатации МИ 2578-2000, по результатам которой будут внесены коррективы.

| скачать бесплатно Методика выполнения измерений количества природного газа и ее использование для сведения баланса между поставщиком и потребителями в Московской области , Асатиани Г.В., Беляев Б.М., Вересков А.И., Патрикеев В.Г., Царьков В.Н.,Шиляев В.А.,

Проводится анализ причин возникновения разбаланса природного газа при его реализации конечным потребителям. Анализ проведен c использованием методов математической статистики. Доказывается, что именно метрологический фактор вносит определяющий вклад в общую величину разбаланса газа, которую необходимо постоянно контролировать и поддерживать на допустимом уровне. Обосновывается необходимость создания специальных программно-вычислительных комплексов (ПВК), позволяющих прогнозировать величину разбаланса, а также вносить статистически накопленную информацию в систему в режиме on-line для повышения эффективности принятия управленческих решений при диспетчерском управлении Единой системой газоснабжения (ЕСГ).

Список литературы

1. Гмурман В.Е. Теория вероятностей и математическая статистика: Учеб. пособие для вузов. М.: Высшая школа, 2003. 479 с.

2. Исикава К. Японские методы управления качеством / Сокр. пер. с англ.; под ред. А. В. Гличева. М.: Экономика, 1988. 214 с.

3. Сухарев М.Г. Методы прогнозирования: Учеб. пособие. М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2009. 208 с.

4. СТО Газпром 5.37-2011. Единые технические требования на оборудование узлов измерения расхода и количества природного газа, применяемых в ОАО «Газпром».

5. СТО Газпром 5.32-2009. Организация измерений природного газа.

6. СТО Газпром 2-3.5-454-2010. Правила эксплуатации магистральных газопроводов.

7. РД 153-39.4-079-01. Методика определения расхода газа на технологические нужды предприятий газового хозяйства и потерь в системах распределения газа.

8. Хворов Г.А., Козлов С.И., Акопова Г.С., Евстифеев А.А. Сокращение потерь природного газа при транспортировке по магистральным газопроводам ОАО «Газпром» // Газовая промышленность. 2013. № 12. С. бб-б9.

9. Павловский М.А. Применение методов математической статистики для анализа причин дисбаланса транспорта природного газа в трубопроводной газотранспортной системе // Нефтегазовое дело. 2012. № 1. С. б9-74.

10. Андриишин М.П., Игуменцев Е.А., Прокопенко Е.А. Линейные тренды в диагностике баланса газа // Авиационно-космическая техника и технология. 2008. № 10 (57). С. 213-217.

11. Игнатьев А.А. Оценка причина разбаланса объемов газа в системе «поставщик - потребитель» // Газовая промышленность. 2010. № б. С. 20-22.

12. Андриишин М.П., Игуменцев Е.А. Динамика показателей статистической отчетности дисбаланса газа // Метролопя. 2014. С. 427-430 [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://metrology.kharkov.ua/fileadmin/user_upload/data_gc/conference/M2014/pages/08/4.pdf (дата обращения: 15.0б. 2017).

13. Белов Д.Б., Игнатьев А.А., Соловьев С.И. Проблема погрешности измерений при коммерческом учете ресурса (на примере поставки природного газа) // Методы оценки соответствия. 2012. № 9. С. 20-24.

14. Саликов А.Р. Разбаланс в сетях газораспределения // Газ России. 2015. № 4. С. 3б-41.

15. Информационное письмо Федеральной службы по тарифам (ФСТ) от 28.0б.2005 г. Исх. № СН-3923/9 «Об учете потерь газа».

Дополнительные файлы

Для цитирования: Тухбатуллин Ф.Г., Семейченков Д.С. О причинах разбаланса природного газа в системе газораспределения и методах прогнозирования его величины. Территория «НЕФТЕГАЗ» . 2017;(6):14-21.

For citation: Tukhbatullin F.G., Semeichenkov D.S. The Reasons for the Imbalance of Natural Gas in the Gas Distribution System and Methods of its Value Prediction. Territorija “NEFTEGAS” . 2017;(6):14-21. (In Russ.)

Обратные ссылки

• Обратные ссылки не определены.

ISSN 2072-2745 (Print)
ISSN 2072-2761 (Online)

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 [ , , ].

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

где Vраб, Vст; Pраб, Pст; Tраб, TСТ; ρраб, ρСТ - рабочие и стандартные значения объема, давления, температуры и плотности газа соответственно; kподст (k); Pподст - 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

2.1 Учет влияния давления на погрешность приведения объема газа к стандартным условиям (Тст = Траб, k = 1)

2.1.2 Выводы.

При пересчете рабочего объема газа к стандартному объему наличие Pизб 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 δPизб = 2,3% - см. рис. 2.

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

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

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

При атмосферном давлении:

• ниже значения Ратм = 742,4 мм.рт.ст
  Vст< Vсч, δр < 0
• выше значения Ратм = 742,4 мм.рт.ст
  Vсч< Vст, 0 < δр

Для счетчиков без коррекции по давлению (отсутствует датчик абсолютного давления) относительная погрешность приведения измеренного рабочего объема газа (Vраб) к стандартным условиям (Vст) 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 (Pст = Pраб, k = 1)

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

На каждый? погрешность приведения (поправка) составит ~0,35 % к измеренному рабочему объему Vраб (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 Tраб от стандартного значения Tст 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 (Vраб) к стандартным условиям (Vст), 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 расходов ниже 10 м³/ч рекомендуется применение счетчиков газа с механической (электронной) температурной компенсацией;
• температурную компенсацию (поправку) измеренного объема газа целесообразно проводить при отклонении температуры от стандартного значения более чем на ±5 ?;
• для бытовых счетчиков газа, устанавливаемых внутри помещения, не предъявляется требований к применению температурной коррекции. При необходимости, приведение объема газа к стандартным условиям выполняют согласно специальным методикам, утвержденным в установленном порядке .

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 Тст = +20 °С