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.
При разработке рекомендации по сведению
баланса в рамках одного треста за отчетный период предпочтение отдается
поставщику в силу приоритета «Правил поставки газа».
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.