ООО «Газпром межрегионгаз Санкт-Петербург» - Информация о предъявлении узлов учёта газа в коммерческую эксплуатацию

Среда, 5 октября 2016 г.

Для сдачи в коммерческую эксплуатацию нового узла учета газа (после реконструкции узла учета газа) необходимо подать заявку в отдел метрологии ООО "Газпром межрегионгаз Санкт-Петербург".

Заявка, по установленной форме подписывается руководителем организации Потребителя, визируется соответствующим отделом по реализации газа и подается в отдел метрологии каб. 417 (Форма заявки на предъявление узла учета ).

При предъявлении узла учета необходимо предоставить следующие документы:

• Проект газоснабжения, согласованный Поставщиком и газораспределительной организацией
• Акт испытаний участка газопровода на герметичность с подписью представителя технического надзора Заказчика
• Документы на представителя технического надзора Заказчика (Удостоверение на право проведения технического надзора, Приказ по предприятию о техническом надзоре)
• Акт измерения внутреннего диаметра измерительного трубопровода
  
• Заявка на проверку модемной связи подается по телефону 740-55-81. (Образец заявки на проверку модемной связи ).
  
• Действующие паспорта (свидетельства о поверке) на все приборы в составе узла учёта газа
• Протокол настроечных параметров (база данных) вычислителя
• Акт проверки состояния и применения средств измерений и соблюдения требований ГОСТ Р (при использовании турбинных, ротационных, вихревых и ультразвуковых расходомеров). Для получения акта необходимо обращаться в ФБУ "ТЕСТ СПб" или иному юридическому лицу, аккредитованному на право аттестации методик (методов) измерений.
  

Присутствие представителя Потребителя ответственного за безопасную эксплуатацию объектов газового хозяйства, при приемке узла учета газа, обязательно.

Вся документация предоставляется в первых экземплярах, предоставление копий недопустимо.

Дополнительно: необходима готовность вычислителя к работе (внесение базы данных) и наличие постоянного, бесперебойного электропитания узла учёта газа.

Для сдачи в коммерческую эксплуатацию узла учета газа после проведения очередной поверки. необходимо подать телефонограмму в отдел метрологии ООО " Газпром межрегионгаз Санкт-Петербург " для вызова специалиста по телефону 8(812)605-09-29.

При приемке предоставить следующие документы:

• Действующие паспорта (свидетельства о поверке) на все приборы в составе узла учёта газа
• Наличие модемной связи с Поставщиком
  
• Протокол настроечных параметров (база данных) вычислителя

Вся документация предоставляется в первых экземплярах, предоставление копий недопустимо.

Паспорт узла учета газа образец

для потребителей г. Москвы и Московской области,
находящихся в договорных отношениях с ООО «Газпром межрегионгаз Москва».

На стадии проектирования вновь строящихся, реконструируемых, переводимых на другие виды топлива газопотребляющих объектов, а также модернизируемых узлов учета расхода газа необходимо согласовывать:

1. Технические требования к коммерческому узлу учета газа и составу газоиспользующего оборудования.

Перечень предоставляемых документов (копии):

- разрешение на использование природного газа в качестве топлива от Топливно-энергетического комитета МО (ГУТЭК МО, МЖКХ МО) или Минэкономразвития России, если годовой объем потребления свыше 10,0 тыс.тут;

- согласование технической возможности поставки газа ООО «Мострансгаз»

(для вновь строящихся);

- согласование объема газа от поставщика;

- согласование ОАО «Газпром» на использование природного газа в качестве топлива с годовым объемом более 0,1 тыс.тут;

- технические условия ГУП МО «Мособлгаз» о технической возможности поставки газа;

- технические условия МЖКХ (для предприятий тепловыработки);

- паспорта и сертификаты на газоиспользующее оборудование, средства измерения коммерческого узла учета газа.

2. Проектные решения к коммерческому узлу учета расхода газа и составу газоиспользующего оборудования.

Перечень предоставляемых документов:

Рабочий проект газоснабжения, разработанный на основании топливного режима и технических условий с предоставлением следующих разделов:

монтажная схема узла учета газа,

жидкое топливо, если предусмотрено топливным режимом.

На стадии заключения договора поставки газа для проведения пуско- и режимно-наладочных работ:

предъявлять техническим службам ООО «Газпром межрегионгаз Москва» после монтажа узлы учета расхода газа, состав газоиспользующего оборудования, построенное резервное топливное хозяйство;

Перечень предоставляемых документов:

- 1. акты приемки объекта инспектором Ростехнадзора (до пуска газа) для проведения пуско- и режимно-наладочных работ (Ф.15, Ф.2, Ф.5);

- 2. акт приемки коммерческого узла учета газа в эксплуатацию ( Ф.13а, Ф.13б), подписанный представителем ф-ла ГУП МО «Мособлгаз»;

- 3. разрешение на использование природного газа в качестве топлива;

- 4. рабочий проект согласованный с ГУП МО «Мособлгаз» и с ООО «Мосрегионгаз»;

- 5. акт приемки рабочей комиссией резервного топливного хозяйства к эксплуатации и справка о наличии резервного топлива в соответствии с топливным режимом);

- 6. договор на проведение режимно-наладочных работ со специализированной наладочной организацией, имеющей лицензию на право деятельности;

- 7. паспорта на средства измерения расхода газа (счетчик, корректор, датчики);

- 8. паспорта с техническими характеристиками газоиспользующего оборудования, в т.ч. газогорелочных устройств;

- 9. расчет необходимого количества газа (по месяцам) для проведения пуско-режимно-наладочных работ, выполненный представителем наладочной организации;

По окончании режимно-наладочных работ для заключения основного договора поставки газа предъявляются:

- акты приемки объекта в эксплуатацию после наладочных работ инспектором Ростехнадзора (Ф.16);

- акт окончания наладочных работ по договору;

- отчеты специализированной наладочной организации о проведении пуско и режимно- наладочных работ в соответствии с п. 4 Требований к содержанию технических отчетов: с рассчитанной удельной нормой расхода топлива на выработку и отпуск теплоэнергии (для котельных) и на производство продукции (для технологии), КПД нетто котельной и т.д. (образец письма о готовности газоиспользующего оборудования к эксплуатации после проведения РНР ).

Обращаем внимание потребителей газа, что в соответствии с п. 34 Правил пользования газом и предоставления услуг по газоснабжению в РФ очередные режимно-наладочные работы на газоиспользующем оборудовании проводятся не реже одного раза в 3 года. По результатам проведения режимно-наладочных работ наладочной организацией составляется технический отчет, отражающий показатели, влияющие на эффективность использования газа, при различных режимах работы газоиспользующего оборудования.

Коммерческий узел учёта расхода газа - Страница 5 - Проектирование газоснабжения

200?'200px':''+(this.scrollHeight+5)+'px');"> интересует рабочий проект узла учета газа (шкафной) который прошел согласование с газовиками в Краснодаре

Есть такое. Так понимаю, нужно на образец?
?

ПУРГ не заводской, проект выполнен из расчета изготовления на базе монтажной организации.
Потому - первое время пытались брать на заводах, они не проходили по требованиям.
Данные проекты успешно проходят экспертизу промбезопасности, строятся и эксплуатируются.

Некоторые тонкости проектов:
- выполнено на базе счетчиков RVG либо СГ;
- в шкафу ПУРГ - взрывозащищенный электрообогрев;
- вычислитель - ВКГ-2, с принтером и модемом;
- блоки питания токовых датчиков с встроенными барьерами искрозащиты (либо блок питания и барьеры искрозащиты) и барьер искрозащиты счетчика;
- датчики давления и перепада давления - АИР-20/М2 взрывозащищенные;
- термометр взрывозащищнный.

Варианты выполнения автоматизации:
1. Вынос шкафа с вычислителем, принтером и т. п. в отапливаемое помещение (должно быть обеспечено электроэнергией)
2. Установка вычислителя и прочей электроники в отдельной секции ПУРГ с обогревом. Необходим подвод электропитания 220 В.

Очень маловероятно - (при невозможности обеспечить ПУРГ электропитанием) согласуют и комплекс (ЕК-270), но к нему обязательно потребуют автономную систему передачи данных о газопотреблении в систему сбора данных поставщика, надо сказать, достаточно дорогостоящую.

Уточните исходные данные, поищу что-либо подходящее по условиям.

200?'200px':''+(this.scrollHeight+5)+'px');"> как он вообще на чертеже выглядит. может кто нибудь поделиться примером чертежа?

На схеме внешних соединений выглядит оно так (см. вложение 1).
На газопроводе (Ду 250, например) - см. вложение 2.
На фотографии - см. вложение 3.

Датчики перепада - АИР-ДД, но не суть важно, приборы конструктивно одинаковы.

Описываю, как делаем мы и как принимают у нас в Краснодарском крае.

К газопроводу привариваются на расстоянии 1 Ду, но не менее 85 мм до и после счетчика (фильтра) 2 отбора, (на фильтре могут быть и штатные отборы); в данном случае ШЦ-G1/2-80. На них устанавливаются на резьбе шаровые краны Ду 15 (например, 11б41п). К датчику перепада давления присоединяется вентильный блок (для отключения и проверки нуля). Как правило, вентильные блоки есть в программе поставок производителей приборов.
Импульсные линии между шаровыми кранами и вентильным блоком выполняются бесшовной трубой 14х2 (у нас, если сейсмичность 7 баллов и выше, требуют 14х3) с соединениями НСВ (НСН).

Сообщение отредактировал CrazyProff - Среда, 20.11.2013, 22:10

Учет газа в квартире, котельной, частных домах, газгольдере, городском хозяйстве, бюджетной организации и на предприятии

Есть немало вопросов, связанных с учетом газа в домах и на предприятиях, а также городском хозяйстве и бюджетной организации. В статье рассматриваются основные из часто задаваемых вопросов и предлагаются подробные ответы на них с учетом действующего закона и поправок, внесенных в 2016, 2017 и других годах.

Информация в этой и других статьях данного проекта постоянно обновляется, поэтому является актуальной для любого года, в том числе будет актуальна в 2018, 2019 и другом году для населения и коммерческих организаций, а также бюджетников.

Оплата за газ, если в квартире никто не прописан и не проживает, все равно будет взиматься, так как у жилья есть собственник и он обязан оплачивать каждую квитанцию. Оплата за газ без счетчика для населения может отличаться. Например, при установленной плите норматив составит 12 кубических метров, а при установленной газовой колонке или котле, требуется оплачивать норму в 24,5 м 3 с человека.

Кто должен устанавливать счетчик газа в квартире, в том числе муниципальной? В этом случае требуется нанимать специалистов, имеющих специальный аттестат или обращаться в управляющую компанию.

Измерения с определением качества поставляемого природного газа, производятся на ГИС (Газоизмерительная Станция). Если говорить об Украине, то речь идет о 9-ти ГИС. Правила учета определены в законе «Об основах функционирования рынка природного газа».

На данное время принято пользоваться мембранными, вихревыми, ротационными и турбинными приборами, позволяющими выполнять учетные функции. Самими известными считаются мембранные системы, благодаря которым выполняется деление потока на отдельные доли, после чего расход требуется суммировать. Из достоинств такого подхода выделяется приемлемая цена устройства и его точность. Недостаток заключается в том, что счетчик не всегда справляется с переменной и постоянной нагрузкой, поэтому специалисты выбирают нужное решение после предварительного анализа ситуации по отдельно взятой группе потребителей, региону и многоквартирному дому и проверяют полученное решение на соответствии ГОСТ.

Станции газораспределение или ГРС, применяются для подачи на потребителей природного газа под давлением с нужной степенью очистки и при выбранной одоризации. Все газораспределительные станции останавливаются не менее одного раза в году для ремонта и профилактики, но все сделано для того, чтобы это не сказывалось на потребителях.

Одним из популярных решений выступает Ирвис-рс4 пп ппс, который выполнен в виде законченного комплектного узла, применяемого для коммерческого учета. Так как в комплект стандартной поставки включены прямолинейные измерительные участки, в точности системы сомневаться не приходится.

Все правила и требования, в том числе смета и проект составляются и выполняются специалистами газовой службы, которые выдают жильцам нужные для проверок документы. Часто спрашивают паспорт на узел учета газа образец которого можно найти на сайте ЖКХ. Речь идет о документах, в которых имеются данные по техническим характеристикам измерительных приборов, схема установки, погрешность и все, что необходимо для контроля подобных установок. Основные положения в области метрологии службы контроля и надзора в России предписывают пользовать данными значениями для всех расчетов. Что касается оформления данных документов, то с этим вопросом необходимо обратиться к аттестованному специалисту по газу в регионе проживания.

В соответствии с действующим законом, на газопроводах каждого абонента ставят приборы учета. Если речь идет о том, чтобы пользоваться специальными резервуарами со сжиженным газом для разных домов или квартир, то установка счетчика решается домовладельцами по договоренности. Использование счетчиков должно соответствовать СНиП 2.04.08-87 и СНиП 3.05.02-88.

В системе газораспределения производится механическая чистка от примеси, уменьшается давление до нужных показателей и в автоматическом режиме поддерживается на заданном уровне, и выполняются другие, не менее востребованные функции для поставки газа потребителям. Что касается учета, то для этой цели применяются контрольно-измерительные приборы, которые регистрируют входное и выходное давление, газовую температуру и все, что позволяет произвести расчет по формуле суммы к оплате на каждого потребителя.

Рассматривая требования, которые предъявляются к подобным приборам, стоит выделить точность в производимых измерениях, надежность работы в имеющихся в регионе климатических условиях, автономность. Измерение производится по переменному перепаду давления, измерению объема при имеющихся рабочих условиях с переводом на стандартные условиях работы, а также производится замер массового расхода.

В случае с централизованной подачей предельное значение кВт?ч за 1 месяц соответствует числу, получаемому произведением обогреваемой площади, мощности котельной установки и отработанным часам.

Как определить расход газа на отопление дома за год? Необходимо определить продолжительность отопительного сезона (количество месяцев) и перемножить с ранее полученной цифрой. Что касается среднегодового показателя, то он соответствует итоговому значению, умноженному на 0,5.

В бюджетной организации, даже в случае, когда поставляется газ сторонними организациями, расчеты производятся по имеющимся стандартам. Для определения стандартных условий применяется корректор на приборе учета и поправочные коэффициенты.

Учет газа и газовых приборов в Российской Федерации производится по приказу Минэнерго России от 30 декабря 2013 г. N 961 «Об утверждении Правил учета газа».

Счетчики, имеющие температурную компенсацию, выполнены с герметичным корпусом и оснащены измерительными механизмами и термокоррекцией. Чаще всего в таких устройствах для того, чтобы скорректировать температурное воздействие на показания от окружающей среды, используется биметаллическая температурная компенсация.

Под коммерческим узлом принято понимать систему, которая дает возможность держать под контролем качество получаемого продукта и учитывает его объем по установленным методикам.

Часто используется подход, в котором производится учет газа на факел на предприятии, АГЗС, ГРС, заправках, магистральных газопроводах, газгольдере, в городском хозяйстве, но иначе обстоят дела в бухгалтерии, где требуются подсчеты по специальным формулам, определенным законом и имеющимся в госпрограммах с которыми работают в газовой службе. Если говорить об автомобильной газонаполнительной компрессорной станции, которая предназначена для заправки транспорта, то в этом случае может использоваться ранее описанный узел Ирвис-рс4.

Чем отличается коммерческий узел учёта газа от некоммерческого У

Основными требования, предъявляемые к приборам учета газа, являются высокая точность измерения в широком диапазоне изменения физических величин; надежность работы в российских климатических условиях; автономность работы; стабильность показаний на протяжении всего межповерочного интервала; архивирование и передача информации; простота обслуживания, в т.ч. работ, связанных с поверкой приборов.

При выборе оборудования по учету газа необходимо руководствоваться не только обещаниями производителей таких технических характеристик как высокая точность, широкий диапазон измерений, длительный межповерочных интервалов, а иногда и возможности поверки без демонтажа, необязательность прямых участков измерительных трубопроводов, либо их малые значений, а прежде всего наличием необходимого опыта эксплуатации оборудования или наличием необходимого объема испытаний приборов учета.

Оперативный /некоммерческий/ – предназначен для определения физических характеристик технологических жидкостей и газов, объема жидкости и\или газа. Все это производится для оперативного определения и контроля расчетных величин технологического процесса, корректировки потребностей в сырье и материалах технологической установки, а также /иногда/ при прогнозировании развития технологического процесса.

Коммерческий узел – призван только для того, чтобы контролировать качество конечного продукта, учитывать количество продукта сертифицированным методом. Показания коммерческого узла учета используются только при взаиморасчетах между потребителем и производителем.

Оперативный узел – должен отвечать только требованиям метролога и технолога заказчика.

Коммерческий – пройти метрологическую экспертизу, иметь сертификат средства измерения.

Выбор метода измерения, подходящего для индивидуальных условий измерений и предполагаемых объемов газа является самым ответственным этапом 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.

Измерения расхода и определение количества природного газа осуществляют одним из следующих методов:

• переменного перепада давления /сужающие устройства, усредняющие напорные трубки/ ;
• измерения объемного расхода /объема/ газа с помощью средств измерений объемного расхода при рабочих условиях с последующим пересчетом к стандартным условиям – турбинные, камерные, ротационные, диафрагменные, вихревые, ультразвуковые, струйные расходомеры;
• измерения массового расхода (массы) газа с помощью средств измерения массового расхода с пересчетом к объемному расходу при стандартных условиях – кориолисовые, термоанемометрические /корпусные и погружные/ расходомеры.

Основные принципы организации учета газа:

• поуровневый узловой учет;
• 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 газоизмерительных станциях и на выходах из магистрального газопровода, т.е на ГРС.

Оснащение узлов учета должно выполняться с учетом их уровня.

На нижнем уровне существенно возрастают требования к увеличению диапазона измерений приборов.

При расходах свыше 10 м3/ч рекомендуется оснащать расходомеры электронными корректорами по температуре.

На узлах учета, в которых давление газа не превышает до – 0,005 МПа, целесообразно устанавливать диафрагменные счетчики газа.

Если максимальный объемный расход газа при рабочих условиях меньше или равен – 16,0 м3/ч и давление газа менее – 0,005 МПа, измерение газа целесообразно осуществлять с помощью диафрагменных счетчиков газа

Если объемы транспортировки газа превышают – 200,0 млн. м3 в год /приведенных к стандартным условиям/, для повышения надежности и достоверности измерений объема газа, рекомендуется применять дублирующие средства измерения. Дублирующие средства измерения не должны влиять на работу основных средств измерений. Рекомендуется, чтобы основная и дублирующая измерительные системы использовали разные методы измерений расхода и количества газа.

На узлах измерения с максимальным объемным расходом газа более 100 м3/ч, при любом избыточном давлении и в диапазоне изменения объемного расхода от – 16,0 м3/ч до – 100,0 м3/ч, при избыточным давлении более – 0,005 МПа измерение объема газа проводят только с использованием вычислителей или корректоров объема газа.

При избыточном давлении не более – 0,005 МПа и объемном расходе не более – 100,0 м3/ч разрешается использование преобразователей расхода с автоматической коррекцией объема газа только по его температуре.

Состав средства измерения и вспомогательных устройств, на базе которых выполнен узел учета газа, определяется применяемым методом измерения и требованиями методики выполнения измерений, регламентирующими проведение измерений, а также исходя из назначения узла учёта, заданного расхода газа и диапазонов его изменения, давления и показателей качества газа, с учетом режимов отбора газа и необходимости включения узлов учета в автоматизированную систему коммерческого учета газа /АСКУГ /.

В состав узла учета газа, в общем случае входят:

• расходомер для измерения объема и расхода газа;
• измерительные трубопроводы;
• средства подготовки качества газа /в соответствии с требованиями, предъявляемыми к оборудованию, входящему в узел учета газа/;
• анализатор качества газа /для узлов учёта, устанавливаемых в местах добычи газа, на границах магистральных газопроводов после мест возможного смешения газа из различных месторождений, подземных хранилищ газа и от независимых поставщиков/;
• комплекс технических средств автоматизации, в том числе – обработки, хранения и передачи информации.

Сокращение состава узла учета возможно при избыточном давлении не более чем – 0,005 МПа и расходе газа не более чем – 16,0 м3/ч. Другие изменения состава узла учёта допускаются исключительно в целях повышения точности и информативности учёта.

Узел учета расхода природного газа /УУГ / – это комплекс средств, предназначенных для измерения объемного и массового расхода газа, а также давления, температуры и других физических свойств природного газа.

Узел учета газа применяется для коммерческого учета при учетно-расчетных операциях, и технологического учета на промышленных предприятиях, объектах технологических производств, газораспределительных станциях, подземных газохранилищах, и других объектах.

Отопление и водоснабжение – многогранный инженерный процесс,

требующий знаний и умений ПРОФЕССИОНАЛА.

Проясним Вашу ситуацию и ответим на вопросы бесплатно +7-932-2000-535

Сантехнические работы Тюмень

Организация учета природного газа

2. Введение. Федеральный закон № 261 «Об энергосбережении……», предусматривает повсеместное измерение потребляемого газа и коммунальных ресурсов у потребителя. Тотальная 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.

Опыт, накопленный за последние годы, в течение которых в эксплуатацию были введены многие тысячи современных РСГ[1]. электронных корректоров и измерительных комплексов позволил сформулировать основные требования к узлам учета в целом, а также к измерительным комплексам, расходомерам и электронным корректорам, входящим в их состав.

К основным требованиям, которые предъявляются к приборам коммерческого учета, относятся: высокая точность измерения в широком диапазоне изменения физических величин; надежность работы в характерном для климатических условий России температурном диапазоне; стабильность показаний в течение межповерочного интервала; автономность работы; архивирование и передача информации; простота обслуживания, включая работы, связанные с поверкой приборов.

Поэтому в случае появления на рынке новых приборов (новых методов измерения) именно на этих показателях и фиксируют внимание потребителей многочисленные организации, производящие и продающие приборы учета. Обещания высокой точности, широких диапазонов измерения, длительных межповерочных интервалов (МПИ), а иногда и возможности поверки без демонтажа, необязательность прямых участков измерительных трубопроводов (ИТ), либо их малые значения, не подтвержденные необходимыми опытом эксплуатации или объемом испытаний приборов учета, часто вводят потребителя в заблуждение и в конечном итоге не оправдывают их ожиданий.

В связи с этим вопрос о правильном выборе оборудования для коммерческих узлов учета природного газа, организации учета и выбора метода измерений не только не потерял своей актуальности, но приобретает все более важное значение. Это объясняется еще и тем фактором, что цена вопроса (стоимость природного газа) за последнее время резко возросла. Правильное решение поставленных задач при организации, проектировании узлов учета и выборе основного и дополнительного технологического оборудования определяет высокую метрологическую надежность работы оборудования в течение всего срока его эксплуатации.

3.Факторы, влияющие на точность измерений расхода и количества газа. При проектировании узлов учета и оценке влияния различных факторов на точность измерений и, как следствие, метрологическую надежность их работы следует учитывать следующие факторы:

• Искажение кинематической структуры потока. Если длина прямого участка между ближайшими МС и ПР достаточно велика, кинематическая структура (эпюра скоростей) потока выравнивается. В противном случае появляется дополнительная погрешность измерения расхода, значение которой зависит от типа ПР и его чувствительности к искажению кинематической структуры потока. Как правило, длины прямых участков до ПР существенно больше длин прямых участков после ПР. Необходимые длины прямых участков перед ПР можно уменьшить с помощью УПП. Рекомендуемые конструкции УПП и место их установки указываются в технической документации изготовителей ПР. Например длины прямых участков для турбинных счетчиков газа типа TRZ сокращены до 2Ду – до счетчика, а после счетчика – прямые участки не требуются.
• Влияние механических примесей. Наличие механических примесей (пыли, песка, смолистых веществ, ржавчины и пр.) в потоке газа может приводить к механическому износу элементов ПР: роторов, турбинок, кромок диафрагм и тел обтекания вихревых ПР; накоплению осажденных частиц на поверхностях ПР и ИТ; засорению соединительных трубок; заклиниванию роторов ротационных ПР. Это может привести к резкому возрастанию погрешности и выходу из строя ПР в процессе эксплуатации. Для исключения этого применяют фильтры, оснащенные датчиками перепада давления для контроля степени загрязнения фильтрующего элемента (например, ДПД или ИРД80-РАСКО), и обеспечивающие требуемую степень очистки при приемлемом перепаде давления (например фильтры типа ФГ 16).
• Влияние наличия жидкости. Наличие жидкости в измеряемом газе может оказывать существенное влияние на показания ПР [1]. При большем содержании в потоке газа жидкости результаты измерений с помощью ПР,предназначенных для измерений расхода сухого газа, непредсказуемы. Причем при повышении давления и понижении температуры газа с высоким влагосодержанием в ИТ могут образовываться гидраты, оседающие в виде твердых кристаллов. Для предотвращения гидратообразования используют подогрев или осушку газа, специальные ингибиторы, конденсатосборники и отстойные камеры на ИТ, периодическую продувку ПР или их вертикальное расположение (например, для счетчиков RVG, TRZ).
• Притупление входной кромки стандартной диафрагмы приводит к изменению коэффициента истечения диафрагмы и соответствующему увеличению погрешности [2].
• Несоответствие качества отверстий для отбора давления предъявляемым требованиям. Статическое давление в ИТ измеряют через отверстия в стенке трубопровода или в теле счетчика, если это предусмотрено его конструкцией. Погрешность от неправильно выполненных отверстий (заусенцы, несоблюдение требуемого соотношения глубины отверстия и диаметра (не менее 2,5), неперпендикулярность осей отверстий и стенки ИТ) может доходить до ± 2 % (В комплексах СГ-ЭК отверстия для отбора давления изготавливаются в заводских условиях, что исключает влияние вышеперечисленных факторов на погрешность измерений).
• Факторы, влияющие на точность измерения температуры. К таким факторам относятся: теплообмен в зонах измерительного трубопровода и преобразователя температуры; линия связи ПТ с корректором (вычислителем). Для исключения влияния первого фактора ПТ располагают в непосредственной близости от чувствительного элемента ПР (например, турбинного колеса турбинного счетчика), обеспечивают необходимую теплоизоляцию трубопровода и применяют специально изготовленные гильзы ПТ, заполненные теплопроводным веществом. Влияние второго фактора исключается выполнением линии связи по четырехпроводной (аналоговые СИ температуры) или трехпроводной (цифровые СИ температуры) схемам соединений.
• Нестационарность течения. Наиболее чувствительны к пульсациям потока СУ, а также турбинные и вихревые ПР [1]. Частота вибрационных колебаний колеблется от единиц до десятков герц, акустических – до сотен килогерц, звукового давления – до нескольких сотен паскалей. Пороговое значение синусоидальных пульсаций для турбинных ПР приведено в [1]. Там же отмечено, что применение вихревых ПР для периодических пульсаций нежелательно из-за значительного возрастания погрешности измерений, которая может достигать 10 % и более.
• При наличии нестационарности рабочей среды, обусловленной прерывистостью потока (работа котлов с периодическим включением и отключением), перемежающимися и пульсирующими потоками рекомендуется использовать мембранные или ротационные счетчики - в случае средних расходов, и вихревые – для больших расходов. Минимальное время работы турбинного ПР, обеспечивающего его погрешность от прерывистости потока на уровне 1 % приведено в [3]. Наличие акустических шумов особенно сильно влияет на точность измерений при применении ультразвуковых ПР.
• Шероховатость внутренней стенки измерительного трубопровода. Изменение шероховатости приводит к изменению распределения скоростей потока и, следовательно, к изменению показаний ПР. Поэтому монтаж и эксплуатация ПР должны осуществляться на ИТ, шероховатости внутренней поверхности которых не превышают допускаемый предел, установленный для при меняемого типа ПР.
• Нестабильность компонентного состава. При существенной нестабильности компонентного состава и низкой частоте его измерений возникает дополнительная погрешность определения плотности газа при стандартных условиях и коэффициента сжимаемости газа, что приводит к дополнительной погрешности измерения расхода и количества газа. Зависимость погрешности объемного расхода и объема газа, приведенных к стандартным условиям, от нестабильности компонентного состава определяется выбранным методом измерения расхода и количества газа, а также вариантом реализации данного метода (см. таблицы 5.3 и 5.4 [1]).
• Дополнительная погрешность измерения расхода, обусловленная данным фактором, может быть снижена путем увеличения частоты измерений компонентного состава и/или плотности. Рекомендуется частоту измерений состава и плотности газа при стандартных условиях устанавливать исходя из допускаемой погрешности (неопределенности) результатов определений плотности газа при стандартных условиях и возможных изменений ее значения за заданный период времени (например, сутки, месяц).

4. Методы измерения и выбор технологического оборудования и СИ для узлов коммерческого учета газа. С учетом факторов, влияющих на метрологическую точность измерений в эксплуатации, можно сформулировать основные принципы и решаемые задачи при выборе технологического оборудования и СИ, предназначенных для оснащения узлов учета газа (см. рис. 1, табл. 1).

Таблица 1 Основные решаемые задачи

* Узлы измерений газа, поставляемого потребителям РФ

* Узлы измерений между газотранспортными организациями ОАО «Газпром»

*** Пределы допускаемых относительных погрешности и расширенной неопределенности измерений количества газа на узлах технологических измерений устанавливают исходя из необходимости обеспечения требований технологического процесса

А - ГИС, ГРС, пункты замера расхода газа на границе России и между ОАО «Газпром и не

Б - ГИС между газодобывающими и газотранспортными организациями

- ГИС между газоперерабатывающими и газотранспортными организациями

- ГИС между магистральными газопроводами и подземными хранилищами газа

- ГИС на границах между газотранспортными организациями ОАО «Газпром» и на перемычках газопроводов

В -ГРС, АГРС и пункты, предназначенные для измерения объемов газа, поставляемого отечественным потребителям

Г - ГИС на перемычках газопроводов и компрессорные станции

Д -Замерные сепарационные установки, установки комплексной подготовки газа и объекты, содержащие узлы технологических измерений

Примечание – Для класса точности Г допускается использовать значения, заключенные в скобах, при этом, если предел относительной расширенной неопределенности измерения объемного расхода и объема газа при рабочих условиях равен 2%, то предел относительной расширенной неопределенности приведения объемного расхода и объема газа при рабочих условиях к стандартным должна быть – 1,5%

Измерения расхода и определение количества природного газа осуществляют одним из следующих методов (рис. 2):

• переменного перепада давления (сужающие устройства, осредняющие напорные трубки);
• измерения объемного расхода (объема) газа с помощью СИ объемного расхода (объема) при рабочих условиях с последующим пересчетом к стандартным условиям (турбинные, камерные (ротационные, диафрагменные), вихревые, ультразвуковые, струйные);
• измерения массового расхода (массы) газа с помощью СИ массового расхода с пересчетом к объемному расходу (объему) при стандартных условиях (кориолисовые, термоанемометрические (корпусные и погружные)).

4.2 Рекомендации по применению методов измерения, РСГ и СИ. В таблицах 5, 6 приведены рекомендации [1] по применению того или иного метода измерения и ПР в зависимости от рабочих условий эксплуатации оборудования, а также представлен перечень измеряемых параметров потока и среды.

Номер варианта реализации метода

1) Применение для узлов технологических измерений согласовывают со структурными подразделениями ОАО «Газпром», ответственным за организацию и состояние обеспечения единства измерений

2) Длярасширения диапазона применяют параллельно установленных ПР

Примечание ? Возможность применение ПР вне областей указанных в таблице подтверждается описанием типа СИ и надежностью работы ПР в данных областях.

Узлы измерений 1-го и 2-го класса имеют предел допускаемой относительной погрешности (неопределенности) не более 1,0 % и более 1% соответственно

На узлах измерений 1 применяют СИ, прошедшие государственные испытания для утверждения типа СИ. Предпочтение отдается СИ, рекомендованным к применению на объектах ОАО «Газпром».

Возникает вопрос: все ли присутствующие в настоящее время на рынке РСГ в одинаковой степени подходят для применения в составе коммерческих узлов учета природного газа. Стандарт [1] устанавливает требования к организации измерений расхода и количества природного газа для коммерческих и технологических узлов учета, а также дает ответы на вопросы, связанные с выбором методов измерения, технологического оборудования и СИ.

Из таблицы 6 видно, что в соответствие с [1] не все типы расходомеров (см. рис. 1) могут применяться для коммерческого учета природного газа из-за ряда причин, например:

- необходимости проведения градуировки и поверки ПР на природном газе, состав и плотность которого совпадают с условиями эксплуатации;

- чувствительности к неравномерности эпюры скоростей и как следствие необходимости больших длин прямолинейных участков;

- зависимости показаний от плотности газа;

- отсутствия исчерпывающей экспериментальной база и завершенного теоретического описания рабочего процесса ПР применительно к измерению природного газа;

- нестабильности коэффициента преобразования ПР в широком диапазоне влияния изменения числа Рейнольдса Re на коэффициент преобразования;

- отсутствия или негативного опыта эксплуатации;

- несоответствия технических характеристик современным требованиям.

Это также касается РСГ, работающих на новых принципах измерения, и которые ранее не применялись для учета природного газа. Такие типы расходомеров вообще не вошли в данную таблицу, т.к. по мнению разработчиков СТО Газпром 5.32-2009, не могут применяться не только для коммерческого, но и для технологического учета природного газа.

Безусловно, одним из главных критериев применимости того или иного ПР (метода измерения) для коммерческого учета газа является стабильность коэффициента преобразования расходомера в максимально широком диапазоне изменения режимов течения газа в трубопроводе [5]. Это позволяет производить градуировку и поверку ПР на воздушных расходомерных стендах с последующим распространением полученных результатов на случаи измерения природного и других газов, в том числе при давлении и температуре, отличающихся от условий градуировки и поверки.

Соответственно, РСГ и СИ для коммерческих и технологических узлов учета природного газа выбирают с учетом:

• - факторов, влияющих на точность измерения в процессе эксплуатации
• - необходимости обеспечения минимальной и максимальной проектной производительности узла измерений;
• - требуемой точности СИ;
• - максимального рабочего давления газа, максимальных и минимальных температур газа и окружающего воздуха;
• - возможности поверки ПР на воздушных расходомерных стендах при давлении близком к атмосферному [4];
• - опыта эксплуатации применяемых СИ.

Анализ метрологических и эксплуатационных характеристик различных типов РСГ показал, что наиболее приемлемыми для коммерческих измерений объема газа являются турбинные, диафрагменные, ультразвуковые, вихревые и ротационные РСГ [1, 4, 5]. Их широкое применение для измерения расхода и объема газа объясняется, в первую очередь, преимуществами, которые они имеют по сравнению с другими типами РСГ, а именно:

• - высокая точность измерений на уровне 0,5 - 2 %;
• - широкий диапазон измеряемых расходов;
• - небольшие длины прямых участков трубопроводов, требуемые для установки РСГ или отсутствие таковых (кроме вихревых);
• - достаточно высокое быстродействие.

К этому следует добавить, что диафрагменные (сети низкого давления), а также турбинные и ротационные счетчики газа имеют стабильный коэффициент преобразования в широком диапазоне изменения числа Рейнольдса Re. Это позволяет проводить их градуировку и поверку на воздушных расходомерных стендах с последующим распространением полученных результатов на случаи измерения природного и других газов при рабочих условиях без потери точности измерений. Соответственно, именно они наиболее полно отвечают требованиям, предъявляемым к ПР, применяемым в коммерческих узлах учета газа при диаметрах газопровода не выше 300 мм. и при рабочих расходах до 6000 м 3 /ч [1, 4].

4.3 Основные принципы организации учета газа. Состав узла учета

4.3.1 Основные принципы организации учета газа [3]:

• - поуровневый узловой учет;
• - 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 МГ, т.е на ГРС.

Оснащение узлов учета должно выполняться с учетом их уровня.

На нижнем уровне существенно возрастают требования к увеличению диапазона измерений приборов.

При расходах свыше 10 м 3 /ч рекомендуется оснащать расходомеры (счетчики) электронными корректорами по температуре.

На узлах учета, в которых давление газа не превышает до 0,005 МПа, не вошедших в табл.5, целесообразно устанавливать диафрагменные счетчики газа.

Если объемы транспортировки газа превышают 200 млн. м 3 в год (приведенных к стандартным условиям), для повышения надежности и достоверности измерений объема газа, рекомендуется применять дублирующие СИ. Дублирующие СИ не должны влиять на работу основных СИ. Рекомендуется, чтобы основная и дублирующая измерительные системы использовали разные методы измерений расхода и количества газа.

На узлах измерения с максимальным объемным расходом газа более 100 м 3 /ч, при любом избыточном давлении и в диапазоне изменения объемного расхода от 16 м 3 /ч до 100 м 3 /ч, при избыточным давлении более 0,005 МПа измерение объема газа проводят только с использованием вычислителей или корректоров объема газа.

При избыточном давлении не более 0,005 МПа и объемном расходе не более 100 м 3 /ч разрешается использование преобразователей расхода с автоматической коррекцией объема газа только по его температуре (см. табл. 7).

Примечание: Если максимальный объемный расход газа при рабочих условиях меньше или равен 16 м 3 /ч и давление газа менее 0,005 МПа, измерение газа целесообразно осуществлять с помощью диафрагменных счетчиков газа. При отсутствии у счетчика температурного компенсатора, приведение объема газа к стандартным условиям выполняют согласно специальным методикам, утвержденным в установленном порядке.

4.3.2 Состав узла учета газа [1-4]. Состав СИ и вспомогательных устройств, на базе которых выполнен УУГ, определяется применяемым методом измерения и требованиями МВИ, регламентирующими проведение измерений, а также исходя из назначения узла учёта, заданного расхода газа и диапазонов его изменения, давления и показателей качества газа, с учетом режимов отбора газа и необходимости включения узлов учета в АСКУГ.

В общем случае в состав узла учета газа входят:

• - ПР для измерения объема и расхода газа;
• - Измерительные трубопроводы;
• - Средства подготовки качества газа (в соответствии с требованиями, предъявляемыми к оборудованию, входящему в УУГ);
• - Анализатор качества газа (для узлов учёта, устанавливаемых в местах добычи газа, на границах магистральных газопроводов после мест возможного смешения газа из различных месторождений, подземных хранилищ газа и от независимых поставщиков);
• Комплекс технических средств автоматизации, в том числе - обработки, хранения и передачи информации.

Сокращение состава узла учета возможно при избыточном давлении не более чем 0,005 МПа и расходе газа не более чем 16 м 3 /ч. Другие изменения состава узла учёта допускаются исключительно в целях повышения точности и информативности учёта.

СИ и вычислители (электронные корректоры) должны быть защищены от несанкционированного вмешательства, которое может повлиять на результаты измерений расхода и количества газа.

4.3.2.1 Метод переменного перепада давления. В состав основных СИ и вспомогательных устройств, при использовании метода переменного перепада давления, в общем случае, входят:

• - стандартное сужающее устройство или усредняющая напорная трубка;
• - измерительный трубопровод с прямыми участками, расположенными между сужающим устройством (или осредняющей напорной трубкой) и местными сопротивлениями;
• - СИ давления и перепада давлений на сужающем устройстве (осредняющей напорной трубке), давления и температуры газа;
• - СИ компонентного состава или СИ плотности (если измерения компонентного состава и плотности газа проводят непосредственно на узле измерения);
• - средства обработки результатов измерений (вычислитель, электронный корректор);
• - линии связи и вспомогательные устройства к линиям связи.

4.3.2.2 Метод измерения объемного расхода (объема)

В состав основных СИ и вспомогательных устройств, при использовании метода, основанного на измерении объемного расхода (объема) газа при рабочих условиях с последующим его пересчетом к стандартным условиям, в общем случае, входят:

• - преобразователь расхода (ПР);
• - СИ давления и температуры газа;
• - СИ компонентного состава или СИ плотности (если плотность газа определяют непосредственно на узле измерения);
• - средства обработки результатов измерений (вычислитель, электронный корректор);
• - измерительный трубопровод с прямыми участками, расположенными непосредственно до и после ПР;
• - линии связи и вспомогательные устройства к линиям связи.

4.3.2.3 Метод измерения массового расхода

В состав основных СИ и вспомогательных устройств при использовании метода, основанного на измерении массового расхода (массы) газа с последующим его (ее) пересчетом к объемному расходу (объему) при стандартных условиях, в общем случае входят:

• - массовый ПР;
• - измерительные преобразователи давления и/или температуры газа (при необходимости корректировки показаний ПР);
• - СИ компонентного состава или СИ плотности (если плотность газа при стандартных условиях определяют непосредственно на узле измерения);
• - средства обработки результатов измерения (вычислитель, электронный корректор);
• - линии связи и вспомогательные устройства к линиям связи.

4.3.2.4 Вспомогательные устройства. В состав УУГ, при необходимости, могут входить вспомогательные технические средства:

• - фильтры или фильтры–сепараторы для очистки газового потока;
• - устройства преобразования потока (УПП), предназначенные для устранения влияния искажений потока на метрологические характеристики ПР;
• - предохранительно-запорные устройства (ПЗУ);
• - системы сбора конденсата;
• - устройства гашения пульсаций потока газа, устанавливаемые между ПР и регулятором давления.

Условия применения фильтров перед ПР и технические требования к степени очистки газа устанавливаются разработчиком ПР.

Тип УПП и место его расположения в ИТ должны указываться предприятием - изготовителем ПР. При отсутствии таких данных поверка ПР должна производиться совместно с используемым УПП.

В табл. 8 представлены СИ основных параметров потока и среды узла измерений (см. табл. 5).