ОРГАНИЗАЦИЯ МЕТРОЛОГИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ КОМПЛЕКСНОГО УЧЕТА ПРИРОДНОГО ГАЗА В ЕДИНОЙ СИСТЕМЕ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ

Газ в России был и остается основным источником энергии для различных категорий и групп потребителей, в числе которых: население, проживающее в частном секторе, поселках и многоэтажных домах, крупные промышленные предприятия, организации малого и среднего бизнеса, коммунальная сфера и др. Его применение имеет некоторые особенности, обусловленные организацией всего технологического процесса, включая добычу, переработку, транспортировку, измерение и учет.

Во-первых, для доставки газа от газовых месторождений до конечного потребителя проложена разветвленная сеть газопроводов, принадлежащих газодобывающим (ГДО), газотранспортным (ГТО) и газораспределительным (ГРО) организациям. В связи с газификацией отдельных районов Сибири и Дальнего Востока продолжается прокладка новых участков магистральных газопроводов и, соответственно, сетей высокого, среднего и низкого давления.

Во-вторых, в процессе материальных поставок потребителю по разветвленной системе магистральных газопроводов, газовых сетей низкого, среднего и высокого давления газ становится предметом коммерческих сделок (продаж) между участниками сложившейся логистики природного газа в Единой системе газоснабжения: ГДО (включая независимых производителей и поставщиков газа — НП), ГТО, региональными газовыми компаниями (РГК) и конечными потребителями [1].

В-третьих, в процессе материальных поставок достоверность коммерческого учета, проводимого РГК, определяется товарным балансом газа. Баланс газа определяется совпадением суммарного объема газа, поставленного в газотранспортную или газораспределительную системы, и суммы объемов потребления, расходов на эксплуатационные и технологические нужды и потерь газа, документально зафиксированных в актах по результатам измерений и других регламентируемых процедур за отчетный период времени. Небаланс газа (несовпадение поставленного и потребленного газа) является основным критерием достоверного учета: чем больше небаланс, тем меньше достоверность учета.

В-четвертых, наряду с материальными поставками газа и финансовыми расчетами между поставщиком (ГТО) и покупателем (РГК) в рамках единой системы газоснабжения необходимо правильно организовать информационные потоки. Они обеспечивают передачу информации с узлов учета газа, принадлежащих разным группам и категориям потребителей, с узлов учета газа, расположенных на границе перехода прав собственности. Внедрение автоматизированного поуровневого учета, наряду с автоматизацией контроля других параметров газа, позволяет оперативно локализовать нештатные ситуации, связанные с выходом из строя газорегулирующего оборудования, приборов учета газа, разгерметизацией трубопроводов, и тем самым уменьшить составляющую небаланса газа, вызванную его потерями и отсутствием учета. Накопление статистических данных о нештатных ситуациях является базой для выработки соответствующих нормативно-регламентирующих документов и позволяет более четко и достоверно планировать ремонтно-профилактические мероприятия.

Вывод. Надежные материальные поставки природного газа от газовых месторождений до конечных потребителей с обеспечением достоверного коммерческого учета при сведении небаланса газа к минимуму возможны лишь в рамках единой многоуровневой системы газоснабжения, внедренной в сложный и разветвленный газохозяйственный комплекс транспортировки и распределения газа от месторождения и до конечного потребителя (см. рис. 1).

Рис. 1. Структура единой многоуровневой системы газоснабжения и учёта газа

Разделение единой системы газоснабжения на четыре уровня обусловлено рабочими давлениями в газовых сетях. Такая классификация уровней позволяет дифференцированно подойти к организации метрологического обеспечения комплексного учета природного газа в единой системе газоснабжения и выбору измерительного оборудования.

Основными принципами организации метрологического обеспечения комплексного учета газа в единой системе газоснабжения, позволяющими решить поставленные задачи и минимизировать небаланс газа и возможные потери при поставках, являются:

• поуровневый узловой учет, включая газодобывающие (ГДО), газотранспортные (ГТО) организации, РГК и конечных потребителей (см. рис. 1);
• построение системы метрологического обеспечения комплексного учета газа с учетом действующей нормативной базы, обоснованного выбора методов и средств измерений, существующего поверочного и эталонного оборудования;
• повсеместный (тотальный) учет (измерение) у конечных потребителей [2];
• применение телеметрии, обеспечивающей централизацию и автоматизацию сбора данных о потреблении со всех уровней.

Дадим краткую характеристику каждому из перечисленных выше принципов.

Поуровневый учет

0-й уровень представляет собой магистральные газопроводы ГТО, спроектированные на абсолютное давление 5,5–7,5 МПа, на выходе которых размещены ГРС, осуществляющие подачу газа в зону ответственности РГК. Региональные газовые компании осуществляют коммерческий учет газа и проводят составление товарного баланса газа. Для подачи газа в газовые сети ГРО и крупным промышленным потребителям (ТЭЦ, металлургические и горно-обогатительные комбинаты, крупные города, поселки и другие объекты) на ГРС осуществляется подготовка, редуцирование и измерение отпущенного газа. Вокруг крупных городов для увеличения надежности газоснабжения и равномерной подачи газа, а также для объединения магистральных газопроводов в единую газотранспортную систему страны осуществляют их закольцовывание.

Большинство вопросов, связанных с организацией метрологического обеспечения 0-го уровня и передачей данных (телеметрией), имеют глубокую проработку и уже нашли свое решение в соответствии с требованиями нормативных документов как общероссийского применения, так и системы стандартизации ОАО «Газпром» [2–6, 18]. Поэтому уровень магистральных газопроводов не является предметом рассмотрения данной статьи.

При сведении баланса РГК исходной точкой отсчета объемов поставляемого, потребляемого и теряемого газа, а также параметров качества газа в региональных системах газоснабжения являются узлы учета, установленные на границах раздела газотранспортных систем и газопроводов газораспределительных организаций, газотранспортных систем и газопроводов потребителя, т.е. на газораспределительных станциях магистральных газопроводов (ГРС).

Получая газ от газотранспортных организаций, региональные газовые компании производят расчеты с ГТО за количество приобретенного газа по информации, полученной с ГРС и с пунктов учета газа потребителей. И возможный небаланс газа, который необходимо минимизировать в рамках единой системы газоснабжения и учета газа, определяется:

где  — небаланс поставщика (РГК);

•  — объем газа, измеренный на выходах с ГРС, установленных на границе раздела газотранспортных систем с уровнями 1, 2, 3;
•  — объемы газа, полученные потребителями, имеющими приборный учет;
•  — объемы газа потребителей 3-го уровня (население), рассчитывающихся за газ по нормативам.

Больший интерес вызывают следующие три уровня единой системы газоснабжения и учета газа (см. рис. 1, уровни 1, 2, 3), поскольку отличаются значительным (огромным) числом распределенных по большим территориям узлов учета промышленных предприятий, предприятий ЖКХ, малого и среднего бизнеса, а также жилого сектора. К тому же значительная часть населения до сих пор потребляет газ по нормам, не имея приборов учета [2]. В отличие от 0-го уровня, это во многом усложняет решение практических вопросов, связанных с организацией метрологического обеспечения комплексного учета в единой системе газоснабжения.

Газ с ГРС поступает на 1-й и 2-й уровни через ГРП и ШРП, обеспечивающие заданный диапазон рабочих давлений (0,6–1,2 МПа — высокое давление 1-й категории; 0,3–0,6 МПа — высокое давление 2-й категории; 0,005–0,3 МПа — среднее давление). Промышленные предприятия, малый и средний бизнес, коммунальный комплекс, относящиеся к этим уровням, потребляют около 80% объемов природного газа, поставляемого на внутренний рынок РФ. Поэтому именно для таких категорий и групп потребителей задача повышения достоверности учета потребляемого природного газа с помощью внедрения современных систем измерения и обеспечения устойчивости работы системы газоснабжения является наиболее актуальной.

Решение этой задачи стало основной целью внедрения автоматизированных систем коммерческого учета газа (АСКУГ) в региональных газовых компаниях. Внедрение системы АСКУГ было начато в 2006 году и состояло из трех этапов:

• Установка приборов для учета газа у промышленных, коммунально-бытовых, сельскохозяйственных потребителей (1-й и 2-й уровни), в жилых массивах, общежитиях и домах (3-й уровень).
• Установка системы расчетов за потребленный газ.
• Организация телеметрии путем формирования каналов связи между узлами учета газа (1-й, 2-й и 3-й уровни) и центральным диспетчерским пунктом (ЦДП).

Внедрение системы АСКУГ позволяет повысить достоверность учета поставок газа и обеспечивает:

• выявление фактических потерь газа и их сокращение;
• возможность минимизировать небаланс газа;
• повышение оперативности получения достоверной информации;
• возможность быстрой обработки информации и управления поставками газа;
• каналы связи к узлам учета газа (телеметрия).

В процессе реализации АСКУГ в единой системе газоснабжения и учета 1-го и 2-го уровней дополнительно к узлам учета газа (УУГ), которые уже были установлены у потребителей, вновь введены в эксплуатацию около 3800 УУГ. Многие УУГ были установлены РГК с учетом решения задачи по сведению баланса газа и региональных особенностей и оптимизации единой системы газоснабжения и учета. В процессе реализации программы АСКУГ фактически с нуля была создана система телеметрии 1-го и 2-го уровней, которая, в свою очередь, решает следующие задачи:

• автоматический сбор и унификация данных территориально распределенных УУГ;
• предоставление оперативных данных по состоянию УУГ;
• обеспечение генерации предупредительной сигнализации о нарушении режимов потребления газа;
• обеспечение генерации предупредительной сигнализации о нештатной работе оборудования УУГ;
• обеспечение генерации предупредительной сигнализации о несанкционированном вмешательстве в работу оборудования УУГ;
• обеспечение долговременного и надежного хранения технологической информации по УУГ и сопутствующих данных;
• повышение эффективности управленческих решений за счет оперативного использования достоверной информации о фактическом потреблении газа;
• диагностика состояния оборудования для выявления неисправных измерительных приборов и сокращения количества ремонтных работ, уменьшения расходов на обслуживание и поиск неисправностей.

Известны наиболее значимые реализованные проекты по организации АСКУГ в региональных газовых компаниях, например, на базе АПК «СТЕЛ» и программно-аппаратных комплексов «АКТЕЛ».

На 3-й уровень — в газовую сеть низкого давления газ поступает с ГРП и ШРП 1-го и 2-го уровней, в которых производится редуцирование давления до значения 0,005 МПа. Основными потребителями газа этого уровня являются население и предприятия коммунально-бытовой сферы. По оценкам экспертов, около 20% объемов поставляемого газа приходится на этот сектор.

В последнее время рассматривается вопрос об увеличении рабочего давления в газовых сетях низкого давления фактически на порядок до значения 0,02–0,03 МПа (в пределе до 0,1 МПа) [7]. Это не только позволит увеличить пропускную способность существующих газопроводов 3-го уровня, но и обеспечит более надежную и безопасную работу газопотребляющего оборудования у населения и предприятий коммунально-бытовой сферы.

Несмотря на принятие нового закона ФЗ № 261 «Об энергосбережении...» (с последними поправками от 2014 года [2]), оснащенность приборами учета этой категории потребителей на сегодняшний день оставляет желать лучшего. Многие вопросы, касающиеся организации учета газа и применения систем телеметрии, остаются на низком уровне либо не нашли своего решения. Неслучайно ООО «Газпром межрегионгаз» на данном этапе большое внимание уделяет решению этого вопроса.

Организация системы метрологического обеспечения комплексного учета

Метрологическое обеспечение каждого уровня Единой системы газоснабжения и учета газа включает в себя:

• методы и средства измерений, направленные на достижение единства и заданной точности измерений объемного количества и параметров качества природного газа;
• методы и средства поверки и калибровки СИ (рабочие эталоны), государственные эталоны;
• действующие нормы, правила, государственные стандарты и технические регламенты, нормативные акты ОАО «Газпром», методики измерения, предъявляющие требования к измерению расхода и определению количества и параметров качества газа;
• технические и программные средства, предназначенные для автоматизированного сбора данных о потреблении со всех уровней РК.

Методы и средства измерений. Международная практика проектирования узлов измерений основана на концепции экономической целесообразности, которая достигается путем рационального выбора номенклатуры измеряемых параметров и установления оптимальных требований к точности измерений.

Данная концепция проектирования узлов измерений заложена в требованиях международных документов OIML R 140 Edition 2007 (E) [8] и EN 1776:1998 [9], а также в ряде отечественных нормативных документов, например: МИ 3082-2007 [10], ГОСТ Р 8.740 [11], ГОСТ Р 8.741 [12], ГОСТ Р 8.611 [13], СТО Газпром 5.32-2009[2], СТО Газпром 5.37-2011 [3] и др.

Очевидно, чем выше производительность узла измерений, тем выше должна быть точность измерений расхода газа. Приборы учета самой высокой точности должны устанавливаться на ГИС и на выходах из магистральных газопроводов (МГ), т.е. на ГРС — 0-й уровень.

Обеспечение высокой точности измерений требует применения высокоточных средств измерений и учета всех необходимых параметров потока и среды: давления (Р  > 0,005 МПа), температуры (Т), коэффициента сжимаемости, состава и плотности газа. Так, например, международные рекомендации OIML R 140 Edition 2007 (E) [8] устанавливают следующие три класса точности измерительных систем горючих газов: 0,9%; 1,5% и 2,0%; ГОСТ Р 8.741 [12] устанавливает нормы погрешности, приведенные в табл. 1.

Табл. 1. Нормы погрешности

Нормативный документ	Пределы допускаемой относительной погрешности или расширенной неопределенности измерений объема газа, приведенного к стандартным условиям, в зависимости от производительности УУГ, %
	свыше 105 м3/ч, вкл.	от 20 тыс. до 105 м3/ч, вкл.	от 1 тыс. до 20 тыс. м3/ч, вкл.	до 1 тыс. м3/ч, вкл.
ГОСТ Р 8.741-2011	1,5	2,0	2,5	3,0

В связи с этим состав узла измерений газа определяется, в первую очередь, производительностью узла измерений и, соответственно, требуемой точностью измерений.

Кроме того, необходимо учитывать, что состав узла измерений зависит от выбранного способа пересчета определяемого объемного расхода газа при рабочих условиях к стандартным условиям, а также от возможности использования результатов анализов химико-аналитических лабораторий, полученных в результате отбора проб на узле измерений.

Динамический диапазон измерения выбранных СИ должен расширяться с повышением уровня эксплуатации УУГ (3-й уровень, см. рис. 1). Это связано с увеличением количества точек распределения и потребления с понижением уровня, уменьшением объема газа, проходящего через каждую точку распределения и потребления, и увеличением суточных и сезонных колебаний объема газа. Последний фактор особенно актуален для населения, проживающего в частных и многоквартирных домах (3-й уровень). Таким образом, для обеспечения заданной точности измерений объемного количества и параметров качества природного газа необходимо соблюдать иерархическое изменение требований к погрешности [12] и динамическому диапазону измерений, а также к максимальному, экономически и технически обоснованному учету факторов рабочей среды на каждом уровне [2, 8, 9, 10, 11,12] (см. табл. 2).

Табл. 2. Применение метода пересчета

Наименование метода	Условия применения метода пересчета
	Погрешность измерения объема, приведенного к стандартным условиям, % (ГОСТ Р 8.741-2011)	Максимальный допускаемый рабочий расход, м3/ч	Максимальное допускаемое избыточное давление, МПа	Измеряемая среда	Уровень эксплуатации УУГ (рис. 1)
Т-пересчет	3	1000	0,005	Газ низкого давления	3-й уровень
Р, Т-пересчет	3 (до 103 н. м3/ч)  2,5 (103 — 4·103 н. м3/ч)	1000	0,3	Однокомпонентные или многокомпонентные газы со стабильным компонентным составом	2-й уровень
Р, Т, Z-пересчет	2,5 (4·103 — 2·104 н. м3/ч)  1,5 (2·104 — 105 н. м3/ч)  1,0 (свыше 105 н. м3/ч)	Свыше 1000	Свыше 0,3	Газы, для которых имеются данные о коэффициенте сжимаемости	0-й, 1-й, 2-й уровни
ρ-пересчет	2,5 (4·103 — 2·104 н.м3/ч)  1,5 (2·104 — 105 н. м3/ч)  1,0 (свыше 105 н. м3/ч)	Свыше 1000	Свыше 0,3	Газы, для которых отсутствуют данные о коэффициенте сжимаемости	0-й, 1-й, 2-й уровни

Количество природного газа при взаимных расчетах с потребителями выражают в единицах объема, приведенного к стандартным условиям по ГОСТ 2939 [14]:

метод T- пересчета

(1)

метод P, T-пересчета

(2)

метод P, T, Z-пересчета

(3)

метод ρ-пересчета

(4)

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.

Опустив промежуточные преобразования и слагаемые второго порядка малости, запишем погрешность приведения рабочего объема газа Vраб к стандартному объему VСТ в случае P, T, Z — пересчета (3):

	(5)
	(6)
	(7)

где Z, ΔZ — коэффициент коррекции газа и погрешность определения коэффициента коррекции;

VСТ, ΔVСТ — стандартный объем газа и погрешность приведения рабочего объема газа к стандартному объему;

ΔVраб, ΔT, ΔP — погрешности измерения рабочих значений объема, температуры и давления газа соответственно, обусловленные инструментальными и методическими составляющими;

K, ΔK — коэффициент сжимаемости газа и методическая погрешность вычисления коэффициента сжимаемости. 
Измерения выполняют на основе Методик измерения, аттестованных или стандартизованных в соответствии с требованиями ГОСТ Р 8.563 [15].

Выбор метода измерения, подходящего для индивидуальных условий измерений и предполагаемых объемов газа, является самой ответственной задачей в организации учета. Применение того или иного метода измерения обусловлено необходимостью наличия полной информации как об измеряемой среде, так и о предполагаемой точности измерения расхода газа [16].

При выборе метода измерений и средств измерения со вспомогательным техническим оборудованием учитывают факторы, влияющие на метрологическую надежность узла учета в процессе его эксплуатации.

Для единой системы газоснабжения и учета наиболее подходящим для применения является метод измерения с помощью СИ объемного расхода (объема) газа при рабочих условиях с последующим пересчетом к стандартным условиям (турбинные, камерные (ротационные, диафрагменные), ультразвуковые).

Основными причинами этого являются:

• высокая точность измерений (относительная погрешность на уровне 0,5–2%);
• высокая метрологическая и техническая надежность РСГ, обусловленная постоянным совершенствованием их конструкции, а также регламентацией требований по их применению, основанных на глубоких и всесторонних теоретических и экспериментальных исследованиях;
• высокая стабильность показаний, что позволяет их использовать с увеличенным межповерочным интервалом (от 5 до 10 лет);
• большой динамический диапазон измерений (от 1:30 до 1:250);
• малая чувствительность к изменению состава газа (стабильность коэффициента преобразования [16]);
• небольшие длины прямых участков трубопроводов, требуемые для установки РСГ;
• достаточно высокое быстродействие.

Анализ метрологических и эксплуатационных характеристик данных типов РСГ показывает, что наиболее приемлемыми для коммерческих измерений объема газа (уровни 0, 1, и 2) являются турбинные, ультразвуковые и ротационные расходомеры-счетчики газа (РСГ), а на 3-м уровне — диафрагменные счетчики (см. табл. 3).

Табл. 3. Области применения РСГ

Тип РСГ	Условный проход, мм	Абсолютное давление газа, МПа	Диапазон расходов	Динамические изменения расхода	Уровень установки УУГ (рис. 1)
Турбинный	от 50 до 300	свыше 0,10	1:20	Переменные, пульсирующие	0-й, 1-й, 2-й уровни
			1:30
			1:80
Ротационный	от 50 до 200	от 0,10 до 1,6	1:20	Прерывистые, переменные, пульсирующие	1-й, 2-й уровни
			1:30
			1:250
Ультразвуковой	от 100 до 700	свыше 0,3	1:130	Прерывистые, переменные, пульсирующие	0-й, 1-й, 2-й уровни
Диафрагменный	от 20 до 50	не более 0,005	1:160	Прерывистые, переменные, пульсирующие	3-й уровень

Рекомендуемые области применения РСГ в зависимости от уровня эксплуатации УУГ приведены в табл. 3.

Приведем некоторые рекомендации по применению СИ в многоуровневой системе учета, в зависимости от рабочих условий их эксплуатации по давлению, температуре и точности измерений [10, 16].

При измерении расхода газа менее 10 м3/ч предпочтение отдают счетчикам с механической температурной компенсацией. 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. При этом применяют условно постоянные значения давления и коэффициента сжимаемости газа.

Диафрагменные счетчики газа, простые и надежные в эксплуатации, целесообразно устанавливать в газовых сетях 3-го уровня с максимальным избыточным давлением, не превышающим 0,005 МПа.

Если объемы транспортировки газа превышают 200 млн м3 в год (приведенные к стандартным условиям), для повышения надежности и достоверности измерений объема газа рекомендуется применять дублирующие СИ, которые, как правило, характеризуются разными принципами измерения.

Преобразователи расхода с автоматической коррекцией объема газа только по его температуре применяют при избыточном давлении не более 0,005 МПа и объемном расходе не более 100 м3/ч.

Существует мнение, что счетчики газа с термокоррекцией необходимо устанавливать только в холодных помещениях, а в их установке в отапливаемых помещениях нет необходимости. Это не совсем так. Исследования показывают, что газ, поступающий в установленный в отапливаемом помещении счетчик, практически не успевает прогреваться, и имеют место заниженные показания прибора учета (см. статью А.И. Кошкина «Метрологические аспекты измерения температуры в диафрагменных счетчиках газа»).

Особенно остро этот вопрос встает в частном секторе, в котором РГК терпят значительные убытки и не могут свести баланс газа в случае установки счетчиков без термокоррекции. Исключение могут составлять лишь многоквартирные дома, в которых газ успевает прогреваться при подаче к потребителю (см. МИ 3025-2007 «Государственная система обеспечения единства измерений. Методика расчета температурных коэффициентов для счетчиков газа без температурной компенсации», [17]).

Для уменьшения указанных потерь ГРО необходимо:

• вне зависимости от температуры в помещении устанавливать только счетчики газа с температурной коррекцией (соответствующее решение может быть, например, реализовано на этапе согласования газораспределительными организациями новых проектов систем газоснабжения);
• рекомендовать произвести замену счетчиков без термокоррекции, установленных ранее, на счетчики с термокоррекцией (электронной или механической), при условии, что температура газа, поступающего в счетчик, отличается от +20 ºС.

При выборе оборудования можно руководствоваться, например, рекомендациями, приведенными в табл. 4.

Давление в сети, МПа			Р ≤ 0,005				Р  > 0,005
Категория потребителей			Коммунально-бытовой сектор, население  (уровень 3)				Промышленный сектор  (уровни 1, 2)
Объемный расход, м3/ч			Q ≤ 10			10 <  Q
Коррекция*	По температуре (Т)		Отсутствует  |Δt| ≤ 3 °C	Механическая |Δt| > 3 °C	Электронная Юридические лица Население — экономическая целесообразность	Электронная	Р, T, Z-пересчет
	По давлению (Р)		Применение поправочных коэффициентов		Подстановочное значение + поправочный коэффициент по изменению Ратм	Подстановочное значение + поправочный коэффициент по изменению Ратм Применение датчиков Рабс
	По коэффициенту сжимаемости		Подстановочное значение
Метрологическое и нормативное обеспечение измерений		Точность	Требования  ГОСТ Р 8.741-2011				Требования  ГОСТ Р 8.741-2011
		Методики измерения	Разработка общих требований к методикам измерения систем и приборов учета газа (Технический регламент на системы и приборы учета газа, реализующие различные методы измерения)			Разработка и аттестация методик измерения для приборов и систем, реализующих различные методы измерения	Ротационные, турбинные и вихревые счетчики — ГОСТ Р 8.740-2011 Сужающие устройства — ГОСТ 8.586.  Ультразвуковые расходомеры — ГОСТ 8.611-2013
			Диафрагменный — ГОСТ 50818, МИ для СГ-ТК-Д № 181-560-01.00270-2013 (регистрационный номер по Федеральному реестру ФР.1.29.2013.15864)
			Ультразвуковой — отсутствует
			Струйный — отсутствует
						Ротационный, турбинный, вихревой — ГОСТ Р 8.740-2011 Ультразвуковой — ГОСТ Р 8.611-2013

Рис. 2. Основные задачи, выполняемые метрологической службой Методы и средства поверки и калибровки СИ

Стремление поставщиков и потребителей более точно учитывать полученный газ привело к значительному увеличению объемов производства, установки и ввода в эксплуатацию приборов учета. Высокие точностные характеристики применяемых СИ приводят к необходимости совершенствования всей системы метрологического обеспечения их калибровки и поверки при выпуске из производства и в процессе эксплуатации (ФЗ № 102 «Об обеспечении единства измерений» [18]).

Ниже на примере организации метрологической службы предприятия рассматриваются вопросы, связанные с проведением поверки и калибровки комплексов для измерения объема газа СГ-ЭК, СГ-ТК, включая их составляющие: счетчики газа, применяемые на УУГ 0-го, 1-го и 2-го уровней, а также у населения — 3-й уровень; электронные корректоры, реализующие методы Р, Т-пересчета, Р, Т, Z-пересчета и Т-пересчета; датчики температуры и давления.

На рис. 2 и рис. 3 представлены основные задачи, выполняемые метрологической службой предприятия при выпуске СИ, и этапы его жизненного цикла.

Поверка счетчиков газа проводится с помощью различного типа поверочных установок, в состав которых включены эталонные средства:

• поверочные установки с эталонным газовым мерником;
• установки для поверки, в которых в качестве эталонных средств применяются критические сопла;
• поверочные установки с эталонными средствами — соплами Ветошинского;
• поверочные установки с мастер-счетчиками барабанного, турбинного, роликолопастного или ротационного типов со стабильной систематической погрешностью и высоким классом точности (не менее 0,25–0,3%), при поверке эта погрешность учитывается алгоритмически для каждого значения расхода.

Рис. 3. Этапы жизненного цикла СИ

Существуют объективные критерии выбора поверочного оборудования, которыми необходимо руководствоваться для получения оптимального соотношения стоимости и назначения. В частности, производственное предприятие для обеспечения возможности применения первичной поверки выпускаемых счетчиков газа должно ориентироваться на такие показатели, как относительная погрешность установки, диапазон измерения, производительность и степень автоматизации процесса калибровки и поверки.
Современные поверочные установки способны обеспечить точную, высокопроизводительную поверку счетчиков газа в широком диапазоне расходов и практически полную автоматизацию процесса выполнения измерений.

К этому следует добавить, что как при массовом (счетчики газа 3-го уровня — население), так и при серийном (счетчики газа для промышленных и коммунальных объектов — 1-й, 2-й уровни) выпуске из производства осуществляется 100-процентная калибровка СИ и их выборочная поверка [21, 22].

Применение рабочих эталонов при поверке счетчиков газа всех уровней единой системы газоснабжения приведено на рис. 4, рис. 5.

Рис. 4. Поверка объемных расходомеров 0-го, 1-го и 2-го уровней и применяемые рабочие эталоны Рис. 5. Поверка диафрагменных счетчиков ВK-G и ВК-GT для потребителей 3-го уровня и применяемые рабочие эталоны

Применение рабочих эталонов при поверке корректоров для Р, Т, Z-пересчета и Т-пересчета всех уровней единой системы газоснабжения приведено на рис. 6, рис. 7.

Рис. 6. Калибровка и поверка корректоров типа ТС, реализующих метод T-пересчета
(3-й уровень, низкое давление, расходы не более 1000 н. м3/ч), рабочие эталоны Рис. 7. Калибровка и поверка корректоров типа ЕК, реализующих метод P, T, Z-пересчета
(0-й, 1-й и 2-й уровни, высокое и среднее давление, расходы более 1000 н. м3/ч), рабочие эталоны

Нормативная база. Необходимым условием повышения точности измерений является совершенствование нормативной документации, регламентирующей требования к выполнению измерений. 
Для повышения точности измерений на узлах учета 0-го, 1-го и 2-го уровней с применением ультразвуковых, турбинных, вихревых и ротационных РСГ разработаны соответствующие методики измерения [11, 13]. Для сужающих устройств, принцип действия которых основан на измерении перепада давления, — ГОСТ 8.586 [19].
Для диафрагменных счетчиков газа, применяемых совместно с корректорами серии ТС у потребителей 2-го и 3-го уровней единой системы газоснабжения (комплексы для измерения количества газа типа СГ-ТК-Д), разработана и аттестована в установленном порядке методика измерения [24].
Требования к диафрагменным счетчикам газа, применяемым в качестве индивидуальных приборов учета у населения (см. 3-й уровень единой системы газоснабжения), изложены в российском ГОСТе [25] и международных нормативных документах [26, 27]. Что касается приборов учета, предназначенных для населения и основанных на других методах измерения — струйном и ультразвуковом, то не существует каких-либо нормативных документов, кроме ТУ завода-изготовителя. А с учетом того, что население потребляет около 20% газа, поставляемого на внутренний рынок РФ, давно назрела необходимость разработки единых требований к счетчикам газа, устанавливаемым у населения с расходами до 10 м3/ч (см. табл. 4).

Повсеместный (тотальный) учет (измерение) у конечных потребителей

Основными решаемыми задачами по оснащению приборами учета конечных потребителей газа являются:

1. Установка приборов учета на всех пунктах газораспределения (ГРП и ШРП) решает проблему баланса между 0-м уровнем (см. рис. 3) и уровнями основного распределения газа (1-й, 2-й и 3-й уровни). Это позволит понять общую картину расхода газа каждой группой потребителей, получающих газ от данного распределительного пункта.
2. Установка приборов учета групповым потребителям газа 3-го уровня (многоквартирные дома, а также жилые, дачные или садовые дома, объединенные общими сетями инженерно-технического обеспечения, подключенные к системе централизованного газоснабжения от одного распределительного пункта), а также кустовых узлов учета 1-го и 2-го уровней. Индивидуальные приборы учета без коррекции по температуре, установленные в отапливаемых помещениях многоквартирных домов, могут применяться для определения относительной погрешности потребления газа каждой квартирой от объема, измеренного по коллективному прибору учета. Входные приборы учета на группы таких потребителей могут использоваться для коммерческих расчетов при заключении соответствующих договоров между поставщиком газа и юридическим лицом собственников жилья или кооперативом.
3. Установка приборов учета у каждого бытового потребителя может быть ускорена после внедрения приборов коммерческого учета на группу потребителей и дифференцированного подхода к потребителям с приборами учета и без таковых.

Телеметрия единой многоуровневой системы газоснабжения и учета газа

Единое информационно-технологическое пространство. Основные задачи телеметрии. С учетом представленной структуры (см. рис. 1) единое информационно-технологическое пространство компаний и предприятий «Газпрома» объединяет три уровня управления и взаимодействия:

• Газотранспортные организации (ГТО, «трансгазы», транспортировка газа по магистральным трубопроводам);
• Региональные газовые компании (РГК, «регионгазы»);
• Газораспределительные организации (ГРО, транспортировка газа по сетям среднего и низкого давления).

В рамках создания единого информационно-технологического пространства группы «Газпром» разработана информационно-мониторинговая управляющая система ИУС-ГАЗ, служащая для целей диспетчерского управления поставками, транспортировкой и учетом газа.
Телеметрия 1-го, 2-го и 3-го уровней единой системы газоснабжения и учета газа, обеспечивающая централизованный автоматизированный сбор данных о потреблении со всех уровней РК, предполагает:

• автоматизацию сведения баланса на всех уровнях РК согласно разработанной методике;
• автоматизацию выставления счетов за газ и обслуживание абонентов;
• контроль за факторами, вызывающими небаланс, и их оперативное устранение;
• автоматизацию построения прогнозов потребления газа во времени и пространстве;
• оптимизацию газораспределения и экономию потребления путем внедрения гибкой тарифной политики.

В соответствии с группами потребителей следует выделить два типа телеметрии 1-го, 2-го и 3-го уровней:

• телеметрия, обеспечивающая централизованный автоматизированный сбор данных с крупных промышленных предприятий, предприятий малого и среднего бизнеса, организаций, относящихся к сфере ЖКХ, кустовых и поселковых УУГ, — это промышленно-коммунальный сектор, 1-й и 2-й уровни единой системы газоснабжения и учета газа, передача по GSM/GPRS каналам связи;
• телеметрия, обеспечивающая централизованный автоматизированный сбор данных с населения, проживающего в многоквартирных и частных домах, — это бытовой сектор, 3-й уровень единой системы газоснабжения и учета газа, передача по радио/GPRS каналам связи.

Задачи по развертыванию телеметрии в промышленно-коммунальном секторе 1-го и 2-го уровней во многом решены благодарявнедрению автоматизированных систем коммерческого учета газа (АСКУГ). В результате реализации этого проекта значительно повысилась достоверность учета потребляемого природного газа с помощью внедрения современных систем измерения и обеспечения устойчивости работы системы газоснабжения, посредством установки устройств регулирования подачи газа. Но многое еще предстоит построить и организовать.

Большой интерес представляют информационно-измерительные системы, включающие в себя средства измерения количества объема газа (СГ-ЭК, СГ-ТК), программный комплекс СОДЭК® и коммуникационные модули серии БП-ЭК. Измерительное оборудование и программное обеспечение от одного производителя будет способствовать повышению помехоустойчивости передаваемой информации, достоверности измерения и учета газа, снижению небаланса (см. в настоящем сборнике статью Д.А. Гусева «Модернизация систем телеметрии узлов учета газа»).

Создание телеметрии в бытовом секторе находится на начальном этапе, и на сегодняшний день реализованы лишь некоторые пилотные проекты.

Заключение

С учетом вышесказанного, организация метрологического обеспечения комплексного учета газа в единой системе газоснабжения нацелена на решение следующих задач:

• измерение объема газа и получение оснований для расчетов между поставщиком (региональная газовая компания — РГК, независимый поставщик), газотранспортной организацией (ГТО), газораспределительной организацией (ГРО) и покупателем (потребителем) газа в соответствии с договорами поставки и оказания услуг по транспортировке газа;
• технологический контроль за расходными и гидравлическими режимами систем газоснабжения (параметры газа, потери, нештатные ситуации) и их оптимизация;
• получение основ для составления баланса газа в газотранспортной и газораспределительной системах и обеспечение снижения величины небаланса;
• контроль и оптимизация распределения, экономия потребления газа;
• повышение уровня достоверности и прозрачности измерения, учета газа;
• анализ и оптимальное управление режимами поставки и транспортировки газа;
• выработка и применение гибкой тарифной политики, направленной на экономию потребления газа;
• автоматизация сбора данных о потреблении объема газа со всех уровней;
• снижение трудоемкости операций учета объемов и параметров качества газа;
• уменьшение претензионно-исковой работы по объемам и параметрам качества газа.

В следующих статьях сборника подробно рассмотрены основные составляющие метрологического обеспечения единой многоуровневой системы газоснабжения, приведены возможные варианты построения систем телеметрии в промышленно-коммунальном секторе и у населения. Метрологическое обеспечение рассматривается с позиций его защиты от несанкционированного вмешательства и выявления «конструктивных доработок» в процессе ввода оборудования в эксплуатацию и в ходе инспекционных проверок узлов учета газа.

Литература

1. Периодический сборник научно-технических статей. Арзамас, 2014. Вып. 13.
2. Федеральный закон № 261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации».
3. СТО Газпром 5.32-2009. Обеспечение единства измерений. Организация измерений природного газа.
4. СТО Газпром 5.37-2011. Обеспечение единства измерений. Единые технические требования на оборудование узлов измерения расхода и количества природного газа, применяемых в ОАО «Газпром».
5. Правила поставки газа в Российской Федерации (с изменениями на 19 июня 2014 года).
6. Правила учета газа. 2014 г.
7. СП 62.13330.2011. Газораспределительные системы. Актуализированная редакция СНиП 42-01-2002 с изменением № 1. Утвержден приказом Министерства регионального развития Российской Федерации (Минрегион России) от 27 декабря 2010 г. № 780 и введен в действие с 20 мая 2011 г. Зарегистрирован Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт). Пересмотр СП 62.13330.2010.
8. OIML R 140 Edition 2007 (E). Measuring systems for gaseous fuel.
9. ISO/TR 3313:1998. Measurement of fluid flow in closed conduits. Guidelines on the effects of flow pulsations on flow-measurement instruments.
10. МИ 3082–2007. Выбор методов и средств измерений расхода и количества потребляемого природного газа в зависимости от условий эксплуатации на узлах учета. Рекомендации по выбору рабочих эталонов для их поверки.
11. ГОСТ Р 8.740–2011. Расход и количество газа. Методика выполнения измерений с помощью турбинных, ротационных и вихревых расходомеров и счетчиков.
12. ГОСТ Р 8.741-2011. Объем природного газа. Общие требования к методикам измерений.
13. ГОСТ 8.611-2013. Государственная система обеспечения единства измерений. Расход и количество газа. Методика (метод) измерений с помощью ультразвуковых преобразователей расхода.
14. ГОСТ 2939-63. Газы. Условия для определения объема.
15. ГОСТ 8.563. Государственная система обеспечения единства измерений. Методики выполнения измерений.
16. С.А. Золотаревский, О.Г. Гущин. Организация учета природного газа. Основные принципы, методы и средства обеспечения метрологической надежности узлов коммерческого учета газа // Комплексный подход к учету газа. Новое метрологическое, коммуникационное оборудование и системы. Арзамас, 2012. С. 32–44.
17. МИ 3025-2007. Государственная система обеспечения единства измерений. Методика расчета температурных коэффициентов для счетчиков газа без температурной компенсации. Казань: ООО «ОМЦ Газметрология».
18. Федеральный закон от 26 июня 2008 г. № 102-ФЗ «Об обеспечении единства измерений».
19. ГОСТ 8.586.1-5. ГСИ. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств.
20. А.А. Личко, С.Ф. Племенкова. Основные цели и задачи при разработке проекта национального стандарта ГОСТ Р «Государственная система обеспечения единства измерений. Расход и количество газа. Методика выполнения измерений при помощи турбинных, ротационных и вихревых расходомеров и счетчиков» // Коммерческий учет природного газа. Новое газоизмерительное оборудование и системы. Арзамас, 2011. С. 4–12.
21. ПР 50.2.006-94. Правила по метрологии. Государственная система обеспечения единства измерений. Порядок проведения поверки средств измерений.
22. ГОСТ Р ИСО 2859-2007. Процедуры выборочного контроля по альтернативному признаку.
23. МИ 2306-94 ГСИ. Требования к проведению выборочной поверки счетчиков газа и воды.
24. Государственная система обеспечения измерений. Количество газа. Методика измерений комплексами для измерения количества газа СГ-ТК модификации СГ-ТК-Д. Свидетельство об аттестации № 181-560-01.00270-2013 (регистрационный номер по Федеральному реестру ФР.1.29.2013.15864).
25. ГОСТ Р 50818-95. Счетчики газа объемные диафрагменные. Общие технические требования и методы испытаний.
26. BS EN 1359:1999. Gas meters-Diaphragm meters.
27. DIN EN 1359:2007-06 Gas meters-Diaphragm meters.

Источник: http://gaselectro.ru/stati/organizaciya-metrologicheskogo-obespecheniya-kompleksnogo-ucheta-prirodno...