НЕБАЛАНС ГАЗА. ВЛИЯНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ И ДАВЛЕНИЯ ГАЗА НА ПРИВЕДЕНИЕ ОБЪЕМА К СТАНДАРТНЫМ УСЛОВИЯМ

предусматривает повсеместное измерение потребляемого газа и коммунальных ресурсов у потребителя [1]. Установка приборов учета повышает прозрачность расчетов за потребленные энергоресурсы и обеспечивает возможности для их реальной экономии, прежде всего — за счет количественной оценки эффекта от проводимых мероприятий по энергосбережению, позволяет определить потери энергоресурсов на пути от источника до потребителя.

Основными целями учета расхода газа являются:

• Получение оснований для расчетов между поставщиком, газотранспортной организацией (ГТО), газораспределительной организацией (ГРО) и покупателем (потребителем) газа, в соответствии с договорами поставки и оказания услуг по транспортировке газа.
• Контроль за расходными и гидравлическими режимами систем газоснабжения.
• Анализ и оптимальное управление режимами поставки и транспортировки газа.
• Составление баланса газа в газотранспортной и газораспределительной системах.
• Контроль за рациональным и эффективным использованием газа.

Центральными вопросами при учете природного газа являются достоверность учета и обеспечение совпадения результатов измерения на узлах учета поставщика и потребителей: приведенный к стандартным условиям объем газа, отпущенный поставщиком, должен быть равен сумме приведенных к стандартным условиям объемов газа, полученных всеми потребителями. Последняя задача называется сведением балансов в пределах устойчивой структуры газораспределения.

Следует отметить различие, существующее между измерением расхода и количества газа, и их учетом. В отличие от результатов измерений, всегда содержащих погрешность (неопределенность), учет осуществляется между поставщиком и потребителем по взаимосогласованным правилам, обеспечивающим формирование значения объема природного газа в условиях, не содержащих никакой неопределенности.

При перемещениях газа от УУГ поставщика (на ГРС) до УУГ (см. рис. 1, [2]) потребителя его температура изменяется в результате взаимодействия с трубопроводной сетью ГРО. Значения температуры на входе в УУГ потребителя носят случайный характер, связанный с изменениями температуры среды, окружающей трубопроводы ГРО и потребителя (воздух, подземный грунт, подводные дюкеры, отапливаемые и не отапливаемые помещения и т.д.).

Рисунок 1. Логистика природного газа в Единой системе газоснабжения

Используемые при учёте газа значения объёмов, приведенных к стандартным условиям, предусматривают равенство отпущенного и потреблённого объёма газа, независимо от его температуры или, связанного с нею, давления. Однако наличие между поставщиком и потребителем газа трубопроводной сети, являющейся источником или потребителем тепла, может в отчётный период нарушить указанный баланс газа по причинам, не зависящим как от поставщика и потребителя, так и от транспортировщика газа (ГРО).

В случае, когда погодные, климатические или другие случайные условия приводят к тому, что температура газа, измеренная у всех или большей части потребителей выше, чем измеренная поставщиком на ГРС, появляется положительный небаланс газа, который юридически невозможно отнести на убытки любой из сторон — участников договора поставки и транспортировки газа.

Основными принципами организации учета газа, позволяющими минимизировать потери в Единой системе газоснабжения, являются [3]:

• поуровневый узловой учет, включая ГДО и конечных потребителей;
• иерархическое изменение требований к погрешности измерений на каждом уровне;
• повсеместный учет у конечных потребителей;
• централизация и автоматизация сбора данных о потреблении со всех уровней.

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

Приборы учета самой высокой точности должны устанавливаться на ГИС и на выходах из магистральных газопроводов (МГ), т.е на ГРС.

Оснащение узлов учета также должно выполняться с учетом их уровня.

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

При измерении расхода газа менее 10 м³/ч применяют счетчики с механической (электронной) температурной компенсацией. Если максимальное значение расхода газа на узле учета превышает 10 м³/ч, то счетчик должен быть снабжен электронным корректором, который обеспечивает регистрацию импульсов, поступающих от счетчика, измеряет температуру газа и вычисляет объем газа, приведенный к стандартным условиям. При этом применяют условно-постоянные значения давления и коэффициента сжимаемости газа.

Диафрагменные счетчики газа, простые и надежные в эксплуатации, целесообразно устанавливать в газовых сетях с максимальным избыточным давлением, не превышающим 0,05 МПа (включая сети низкого давления — 0,005 МПа).

Если объемы транспортировки газа превышают 200 млн. м³ в год (приведенных к стандартным условиям), для повышения надежности и достоверности измерений объема газа, рекомендуется применять дублирующие СИ, работающие, как правило, на разных принципах измерения.

На узлах измерения с максимальным объемным расходом газа более 100 м³/ч, при любом избыточном давлении и в диапазоне изменения объемного расхода от 10 м³/ч до 100 м³/ч, при избыточным давлении более 0,005 МПа измерение объема газа проводят только с использованием вычислителей или корректоров объема газа.

Преобразователи расхода с автоматической коррекцией объема газа только по его температуре применяют при избыточном давлении не более 0,05 МПа и объемном расходе не более 100 м³/ч.

При отсутствии у счетчика температурного компенсатора, приведение объема газа к стандартным условиям выполняют согласно специальным методикам, утвержденным в установленном порядке.

Приведение объемного расхода или объема газа при рабочих условиях к стандартным условиям в зависимости от применяемых СИ параметров потока и среды и метода определения плотности газа при рабочих и/или стандартных условиях следует выполнять с учетом рекомендаций, указанных в таблице 1 [4, 5, 6].

Таблица 1

Наименование метода	Условия применения метода
	Погрешность измерения объема, приведенного к стандартным условиям, %	Максимальный допускаемый рабочий расход, м3/ч	Максимальное допускаемое избыточное давление, МПа	Измеряемая среда
Т-пересчет	3	100	0,05	Газ низкого давления и коммунально-бытового сектора
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
Р,Т,Z — пересчет	2,5 (свыше 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
ρ — пересчет	2,5 (свыше 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

2 Учет влияния температуры и давления на погрешность измерения объема газа

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

• метода 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.

Погрешности счетчиков и выбор того или иного метода пересчета напрямую влияют на небаланс газа. Применение приборов повышенного класса точности и электронных корректоров, реализующих метод P,T,Z — пересчета, позволяет значительно уменьшить небаланс газа. Чем больше расход, тем выше должна быть точность применяемого прибора учета (см. табл. 1).

Анализ метрологических и эксплуатационных характеристик различных типов преобразователей расхода показывает, что наиболее приемлемыми для коммерческих измерений объема газа в сетях ГРО и у конечных потребителей являются турбинные, диафрагменные и ротационные счетчики. Неслучайно турбинные и ротационные счетчики газа ведущих фирм-изготовителей применяются в качестве мастер-счетчиков в поверочных установках, поскольку имеют малую погрешность, укладывающуюся в пределах 0,3% (при уменьшении диапазона измерения).

Преобразуем (3) следующим образом

(5)

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

Pст = 760,127 мм.рт.ст. = 101325 Па, Тст = 20 ?, 1 бар = 105 Па, 1 мбар = 100 Па, 1 мм.рт.ст = 133,3 Па.

	(6)
	(7)

С учетом (6, 7) относительную погрешность приведения измеренного рабочего объема газа (Vраб) к стандартным условиям (V ст), обусловленную погрешностью измерения (либо отсутствием измерения) абсолютного давления газа Pраб = Pатм + Pизб можно представить следующим образом

(8)

С увеличением избыточного давления в газопроводе и отклонения ΔPатм величина небаланса возрастает. С целью уменьшения небаланса газа выбор метода пересчета рабочего объема газа к стандартным условиям следует проводить с учетом рекомендаций, приведенных в табл. 1.

Для УУГ высокого и среднего давления от 0,05 до 1,2 МПа включительно измерение давления является обязательным с применением корректоров объема газа, реализующих P,T- или P,T,Z — пересчет (см. табл. 1). В этом случае относительная погрешность приведения измеренного рабочего объема газа (Vраб) к стандартным условиям (Vст), обуславливается погрешностью применяемых датчиков абсолютного давления и температуры.

Для сетей с избыточным давлением не более 0,05 МПа и расходами не более 100 м³/ч коррекция по давлению нецелесообразна, т.к. потребителями газа являются, в основном, население и коммунально-бытовой сектор, а это составляет десятки тысяч узлов учета, включая и квартирные счетчики. Оснащение этой сети конечных потребителей сложными приборами с функциями измерения абсолютного давления резко снижает надежность системы учета в целом и требует значительных средств на ее поддержание, что оказывается экономически нецелесообразным. В этом случае для снижения небаланса при учете газа рекомендуется вводить поправки по давлению (см. разд. 2.1.1).

В мировой практике известен случай, когда Бритиш Газ (British Gas) был вынужден демонтировать сотни тысяч ультразвуковых счетчиков и заменить их на диафрагменные из-за низкой надежности системы и дорогостоящего обслуживания.

2.1.1 Анализ влияния давления на погрешность приведения объема газа к стандартным условиям в сетях низкого давления

Избыточное давление в сетях низкого давления должно поддерживаться в следующем диапазоне: 1,2 кПа ÷ 3 кПа. Отклонение давления от заданного значения не должно превышать более 0,0005 МПа (0,5 кПа, 5 мбар) (см. [7], разд.V, п.13).

А) Рассчитаем поправку к рабочему объему газа, обусловленную наличием избыточного давления в газопроводе, без учета изменения атмосферного давления. Среднее значение избыточного давления примем Pизб= 2,3 кПа — см. (7).

(9)

Для ΔPизб = 0,0005 МПа = 0,5 кПа = 5 мбар получим:

(10)

График поправки δPизб при изменении Ризб в диапазоне 1,2 кПа ÷ 3,0 кПа без учета и с учетом влияния ΔРизб = ±0,5 кПа представлен на рис. 2. Для Pизб = 2,3 кПа поправка составит

Рисунок 2. Поправка δPизб, обусловленная избыточным давлением в газопроводе. Ризб = 2,3 кПа и его отклонением ΔРизб = ±0,5 кПа

Б) Рассчитаем поправку к рабочему объему газа, обусловленную изменением атмосферного давления (без учета избыточного давления Ризб).

(11)

График поправки δPатм представлен на рис. 3. При снижении атмосферного давления на каждые 10 мм.рт.ст. относительно Pст = 760,127 мм.рт.ст. поправка составит δPатм = −1,3%.

Рисунок 3. Поправка δPатм к рабочему объему газа, обусловленная изменением атмосферного давления.

В) Результирующая поправка по давлению при Ризб = 2,3 кПа и ΔРизб = ±0,5 кПа представлена в табл. 4 и на рис. 4 (см. (7)).

(12)

Графики, представленные на рис. 4, могут быть аппроксимированы в виде следующей формулы:

(13)

Рисунок 4. Поправки приведения объема газа к стандартным условиям, обусловленные изменением Ратм при Ризб = 2,3 кПа и ΔРизб = ±0,5 кПа (температура принимается Т = +20 °С)

Таблица 2. Значения атмосферного давления и температур окружающей среды за 2012-2013 г.г. г. Арзамас (Нижегородская обл.,150 м. над уровнем моря, ПФО)

Месяц	Ср. значение t, °С	Ср. знач. атм. давления, мм.рт.ст	Миним. знач. атм. давления, Pмин, мм.рт.ст	Макс. знач. атм. давления, Pмакс, мм.рт.ст	Миним. знач. температуры, Tмин, °С	Макс. знач. температуры, Tмакс, °С
Июнь, 2012	21,9	747,6	739,0	752,0	16	28
Июль, 2012	24,9	750,2	742,0	756,0	17	31
Август, 2012	22,0	748,3	743,0	754,0	9	32
Сентябрь, 2012	16,3	749,7	737,0	757,0	10	24
Октябрь, 2012	9,8	750,4	741,0	760,0	−1	19
Ноябрь, 2012	1,2	753,7	739,0	766,0	−4	11
Декабрь, 2012	−7,7	759,5	735,0	779,0	−20	5
Январь, 2013	−8,8	749,7	737,0	759,0	−20	0
Февраль, 2013	−3,6	754,0	737,0	765,0	−11	1
Март, 2013	−4,1	747,4	731,0	759,0	−10	3
Апрель, 2013	9,8	751,4	740,0	764,0	2	22
Май, 2013	20,7	751,0	746,0	757,0	9	30
Ср. знач. давления за год,  Рср, мм.рт.ст.		751,1

Таблица 3. Значения температур окружающей среды и атмосферного давления за 2012-2013 г.г. пос. Хасанья (575 м. над уровнем моря, КБР, ЮФО)

Месяц	Ср. значение t, °С	Ср. знач. атм. давления, мм.рт.ст	Миним. знач. атм. давления, Pмин, мм.рт.ст	Макс. знач. атм. давления, Pмакс, мм.рт.ст	Миним. знач. температуры, Tмин, °С	Макс. знач. температуры, Tмакс, °С
Июнь, 2012	25,8	722,6	717,0	728,0	18	33
Июль, 2012	26,6	722,1	718,0	725,0	19	32
Август, 2012	27,2	722,0	716,0	726,0	19	33
Сентябрь, 2012	24,4	725,1	721,0	730,0	20	29
Октябрь, 2012	18,6	726,2	719,0	731,0	13	29
Ноябрь, 2012	8,7	728,4	722,0	733,0	2	17
Декабрь, 2012	1,2	726,5	714,0	736,0	−11	16
Январь, 2013	2,4	723,2	716,0	735,0	−5	12
Февраль, 2013	4,2	725,4	719,0	733,0	−1	15
Март, 2013	9,8	721,8	707,0	735,0	0	20
Апрель, 2013	15,5	724,0	712,0	730,0	7	28
Май, 2013	22,3	723,2	716,0	729,0	16	29
Ср. знач. давления за год,  Рср, мм.рт.ст.		724,2

Таблица 4. Ризб=2,3 кПа (без учета ΔРизб=±0,5 кПа — слагаемое 2-го порядка малости, см. (12))

δ, %	−5,59	−4,27	−3,0	−1,64	−0,33	0,99	+2,3	+3,61	+4,93	+6,24	+7,6
ΔPатм, мм.рт.ст.	−60	−50	−40	−30	−20	−10	0	+10	+20	+30	+40
ΔPатм/Pст, %	−7,89	−6,57	−5,3	−3,94	−2,63	−1,31	0	+1,31	+2,63	+3,94	+5,3
ΔPизб/Pст, %	2,3
Pатм, мм.рт.ст.	700	710	720	730	740	750	760,127	770	780	790	800

2.1.2 Выводы.

При пересчете рабочего объема газа к стандартному объему наличие Pизб в газовой сети приводит к положительной поправке. Если принять, что избыточное давление в газовых сетях низкого давления (до 0,005 МПа) в среднем составляет 2,3 кПа (23 мбар), то поправка δPизб = 2,3% — см. рис. 2.

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

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

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

При атмосферном давлении:

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

Для счетчиков без коррекции по давлению (отсутствует датчик абсолютного давления) относительная погрешность приведения измеренного рабочего объема газа (Vраб) к стандартным условиям (Vст) определяется (13).

Приведение рабочего объема газа к стандартным условиям необходимо проводить с учетом колебаний давления газа в сети и изменения атмосферного давления.

В газовых сетях с избыточным давлением не более 0,05 МПа (население и коммунально-бытовой сектор) применяют метод T — пересчета. Учет давления при приведении рабочего объема газа к стандартным условиям проводят путем введения единого коэффициента к показаниям счетчика, который будет перекрывать потери поставщиков газа. Единый коэффициент к показаниям счетчика может вычисляться ежемесячно для каждого региона с учетом статистических данных по изменению атмосферного давления и колебаний избыточного давления (13).

2.2 Учет влияния температуры на погрешность приведения объема газа к стандартным условиям (Pст = Pраб, k = 1)

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

(14)

На каждый ? погрешность приведения (поправка) составит ~0,35 % к измеренному рабочему объему Vраб (см. рис. 5).

Рисунок 5. Относительная погрешность (поправка) приведения объема газа к стандартным условиям, обусловленная изменением температуры — δt (давление принимается Р = 760,127 мм.рт.ст.)

Отсутствие измерения температуры газа и соответственно учета поправки объема газа от температуры приводит к большим погрешностям при приведении объема газа к стандартным условиям, поскольку температура газа в различное время года в зависимости от положения трубопровода меняется в широких пределах (от −20? до +40?) (см. рис. 5, табл. 2, 3).

С увеличением отклонения рабочей температуры газа Tраб от стандартного значения Tст величина небаланса возрастает. С целью уменьшения небаланса газа выбор метода пересчета рабочего объема газа к стандартным условиям следует проводить с учетом рекомендаций, приведенных в табл. 1.

Выводы

Для УУГ высокого и среднего давления от 0,05 до 1,2 МПа включительно измерение температуры является обязательным с применением корректоров объема газа, реализующих P,T — или P,T,Z — пересчет (см. табл. 1). В этом случае относительная погрешность приведения измеренного рабочего объема газа (Vраб) к стандартным условиям (Vст), обуславливается погрешностями применяемых преобразователей температуры и давления. 
Для сетей с избыточным давлением менее 0,05 МПа коррекция по температуре проводится:
для расходов выше 10 м³/ч с применением электронных корректоров (метод T — пересчета);

• для расходов ниже 10 м³/ч рекомендуется применение счетчиков газа с механической (электронной) температурной компенсацией;
• температурную компенсацию (поправку) измеренного объема газа целесообразно проводить при отклонении температуры от стандартного значения более чем на ±5 ?;
• для бытовых счетчиков газа, устанавливаемых внутри помещения, не предъявляется требований к применению температурной коррекции. При необходимости, приведение объема газа к стандартным условиям выполняют согласно специальным методикам, утвержденным в установленном порядке [7].

Для многоквартирных домов, а также для жилых, дачных или садовых домов, объединенных общими сетями инженерно-технического обеспечения, подключенными к системе централизованного газоснабжения уменьшение небаланса, при учете потребления газа населением, может быть решено путем установки коллективных приборов учета с электронными корректорами, реализующими метод T — пересчета. Индивидуальные приборы учета без коррекции по температуре устанавливаются в одинаковых условиях (внутри помещений) и по ним определяются относительные погрешности потребления газа каждой квартирой или домом от объема, измеренного по коллективному прибору учета. В виде коэффициента это должно закладываться в тариф оплаты за газ по показаниям индивидуальных приборов учета.

Счетчики газа с механической термокомпенсацией типа ВК GT приводят рабочий объем газа к объему газа при Тст = +20 °С с погрешностью, определяемой предельными погрешностями счетчика (±1,5% или ±3,0% в соответствующем диапазоне расходов (см. рис. 6)).

Рисунок 6. Кривая погрешности счётчиков без термокомпенсации (ВК-G6) и с механической термокомпенсацией (ВК-G6Т) на расходе 0,4Qмакс. при изменении температуры измеряемого газа.

3 Учет влияния избыточного Ризб, атмосферного Ратм давлений и температуры на погрешность приведения объема газа к стандартным условиям

Результирующая погрешность приведения к стандартным условиям измеренного счетчиком объема газа (при k = 1) определяется:

(15)

Рассмотрим пример расчета погрешности измерения объема газа, приведенного к стандартным условиям, диафрагменными счетчиками газа с механической температурной компенсацией типа ВК GT (составляющая δt в (15) принимается равной 0).

На рис. 7 приведена типовая кривая погрешности δповер.cч,Vдиафрагменного счетчика типа ВК GT, полученная при калибровке в метрологической лаборатории при выходе из производства — Рст = 760,127 мм.рт.ст. = 101325 Па, Ризб = 0 кПа и Тст = +20°С (сплошная синяя линия), а также кривая погрешности счетчика при Рст = 760,127 мм.рт.ст. = 101325 Па, Ризб = 2,3 кПа и Тст = +20°С (штриховая синяя линия).

Из рис. 7 видно, что счетчики калибруются таким образом, что погрешность при Qмин по абсолютной величине не превышает 1,2%, а при Qном и Qмакс — 0,6%.

Рисунок 7. Кривая погрешности (калибровки) счетчика ВК-GT при Ризб = 0 кПа (сплошная синий линия) и Ризб = 2,3 кПа (штриховая синяя линия) и границы изменения атмосферного давления (зеленая линия — нижняя граница; красная линия — верхняя граница), при котором погрешность измерения объема газа, приведенного к стандартным условиям , диафрагменными счетчиками газа типа ВК-GT не выходит за пределы ±3%.

Рассчитаем нижнюю и верхнюю границы атмосферного давления, при котором погрешность измерения объема газа, приведенного к стандартным условиям δPст,TстV диафрагменными счетчиками газа типа ВК-GT при Ризб = 2,3 кПа и ΔРизб = ±500 Па не выходит за ±3%, как того требует ГОСТ Р 8.741-2011 (см. (15)).

Исходные данные:

Ратм, ср = 751,1 мм.рт.ст.; Ризб = 2,3 кПа; ΔРизб = ±500 Па; Рст = 760,127 мм.рт.ст. = 101325 Па

Погрешность счетчика при поверке

Составляющая погрешности δt = 0.

Рассчитаем погрешность счетчика, обусловленную влиянием Ратм и Ризб (см. (7-8, 12))

(16)

Тогда (см. (15) при δt = 0:

(17)

Таким образом, верхняя граница атмосферного давления, при котором погрешность измерения объема газа, приведенного к стандартным условиям, диафрагменными счетчиками газа типа ВК-GT при Ризб = 2,3 кПа и ΔРизб = ±500 Па не выходит за ±3%, составляет: Ратм, макс = 752 мм.рт. ст. (85 м. над ур. моря).

Рассчитаем нижнюю границу атмосферного давления.

	(18)
	(19)

Таким образом, нижняя граница атмосферного давления, при котором погрешность измерения объема газа, приведенного к стандартным условиям, диафрагменными счетчиками газа типа ВК-GT при Ризб = 2,3 кПа и ΔРизб = ±500 Па не выходит за ±3%, составляет: Ратм, мин = 728,2 мм.рт. ст. (336 м над ур. моря).

В таблице 5 для справки приведены города РФ и их средние высоты над уровнем моря. Из табл. видно, что большинство городов, причем с миллионным населением, расположены на высоте над уровнем моря, составляющей 85÷336 м.

Таблица 5 Средняя высота городов РФ над уровнем моря

Города РФ	Высота над уровнем моря, м	Города РФ	Высота над уровнем моря, м
Арзамас	150	*Новосибирск	145
Владивосток	183	*Омск	85-89
*Волгоград	134	Оренбург	110
Воронеж	104	*Пермь	166
*Екатеринбург	250	*Ростов-на-Дону	6
Иркутск	469	*Самара	114
*Казань	128	Саратов	80
Краснодар	34	*С.-Петербург	5
*Красноярск	276	*Уфа	148
*Москва	156	Хабаровск	79
*Н. Новгород	130	*Челябинск	250
* — города миллионеры

Таким образом, в диапазоне изменения атмосферного давления:

728,2 мм.рт.ст (336 м. над ур. моря) ≤ Ратм ≤ 752 мм.рт.ст (85 м. над ур. моря) погрешность счетчика ВК-GT при измерении объема газа приведенного к стандартным условиям не превышает значения ±3,0%, что соответствует требованиям ГОСТ Р 8.741-2011. (Москва — 186 м над ур. моря, Арзамас — 150 м над ур. моря).

4 Заключение.

Для сетей среднего и высокого давления с избыточным давлением свыше 0,05 МПа рекомендуется применять электронные корректоры, реализующих методы P,T,Z и P,T — пересчета рабочего объема газа к стандартным условиям.

Для сетей с избыточным давлением менее 0,05 МПа (население, коммунально-бытовой сектор) при значительном изменении температуры рабочей среды рекомендуется применять метод T — пересчета рабочего объема газа к стандартным условиям. При этом, для счетчиков с электронной коррекцией по температуре, давление принимается условно-постоянной величиной и изменяется в соответствии с разработанной и аттестованной МИ. Для счетчиков с механической термокомпенсацией давление учитывается путем введения поправочного коэффициента, вычисляемого ежемесячно для каждого региона на основе статистических данных по изменению атмосферного и колебаний избыточного давлений (13).

Для бытовых счетчиков газа, устанавливаемых внутри помещения, не предъявляется каких-либо требований к применению температурной коррекции, если отклонение температуры от стандартного значения не превышает ±5°С. Приведение объема газа к стандартным условиям, при превышении отклонения температуры более чем на ±5°С, выполняют согласно специальным методикам, утвержденным в установленном порядке [7].

Для снижения небаланса при учете газа у населения, оборудованных индивидуальными УУГ, необходимо предусмотреть установку коллективных приборов с электронными корректорами, реализующими метод T — пересчета. Индивидуальные приборы учета без коррекции по температуре устанавливаются в одинаковых условиях (внутри помещений) и по ним определяются относительные погрешности потребления газа каждой квартирой или домом от объема, измеренного по коллективному прибору учета. В виде коэффициента это должно закладываться в тариф оплаты за газ по показаниям индивидуальных приборов учета.

Влияние давления и температуры газа на погрешность приведения рабочего объема к стандартным условиям, представленные выше, и полученные формульные зависимости могут быть положены в основу вычисления поправок для снижения небаланса при учете газа (13-15).

Для диафрагменных счетчиков типа ВК-GT пределы изменения атмосферного давления, при которых погрешность приведения рабочего объема газа к стандартным условиям не выходит за пределы ±3% [6] (при условии, что δt = 0) составляют 728,2 мм.рт.ст. — 752 мм.рт.ст.

Источник.http://gaselectro.ru/stati/nebalans_gaza_vliyanie_temperatury_i_davleniya_gaza_na_privedenie_obema_k...