СПОСОБ УЧЕТА И БАЛАНСА КОЛИЧЕСТВА ГАЗА И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ

Δ
1. Способ учета и баланса количества газа, по которому, на отчетном интервале времени, на основании установленных ранее центром метрологической службы относительных погрешностей (относительных расширенных неопределенностей) средств измерений расхода газа в диапазоне измерений узлов учета газа потребителей с помощью статистической обработки, устанавливают ΔV - приращения объемов к измеренным исходным объемам в стандартных условиях, но не более абсолютной погрешности соответствующего средства измерений расхода, причем баланс исходных объемов поставщика и потребителей или исходного объема поставщика и скорректированных объемов потребителей составляют в виде разности объемов, между объемом, отпущенным поставщиком газа и суммой объемов, израсходованных потребителями с приборным учетом и потребителей с учетом газа по нормам, причем производят расчет и изменение приращений к каждому узлу учета газа, в установленных пределах, при устремлении разности объемов, участвующих в балансе газа к нулю, причем известный способ распространен
при условиях случайного характера распределения неопределенности измерений,
при постоянстве установленной центром метрологии абсолютной величины неопределенности измерений в межповерочном интервале средств измерения количества газа,
при учете реальных условий эксплуатации, в которых неопределенность измерений изменяется по установленному закону,
при учете изменения физико-химических свойств газа за время отчетного периода, отличающийся тем, что
Δ
составляется баланс объемов газа, причем рассчитывают ΔV - приращения к объемам потребителей и объемам поставщика, включая изменение величин и знаков приращений, как для потребителей, так и для поставщика, дополнительно составляется баланс масс газа аналогично балансу объемов, для чего определяют на узле учета поставщика отпущенную исходную массу газа и потребленные исходные массы газа потребителями с приборным учетом и без приборного учета по нормам,
причем исходные массы газа могут быть измерены любым известным методом измерений, либо получены расчетным путем умножения исходных измеренных или установленных по нормам объемов в стандартных условиях поставщика и потребителей на соответствующие величины по ближайшим точкам отбора к узлу учета газа плотностей газа в стандартных условиях.
Δ
Δ
Δ
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что дополнительно проводят коррекцию и баланс скорректированных масс газа поставщика и потребителей аналогично проведению баланса скорректированных объемов, причем коррекция производится путем суммирования ΔM - приращения массы с исходной массой, причем ΔM - приращение массы рассчитывают умножением величины относительной суммарной неопределенности измерения или определения массы в долях единицы на соответствующую величину исходной массы, величину ΔM - приращения массы устанавливают не более абсолютной величины суммарной расширенной неопределенности измерений или определения массы в диапазоне измерений, установленных в нормативных документах, при этом принимают знак приращения, обеспечивающий сходимость баланса масс.
m
m
m
Δ
m
Δ
m
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что дополнительно приводят баланс объемов к балансу масс газа, для чего, во первых, определяют составляющие баланс величины ΔV - скорректированных объемов, при этом измеренную или рассчитанную исходную массу на узле учета поставщика и узлах учета потребителей относят к соответствующей договорной плотности газа в стандартных условиях, которую определяют по среднему значению текущей плотности в стандартных условиях за предыдущий отчетный период или другим способом, во вторых дополнительно определяют величины ΔV - приращений к исходным объемам поставщика и потребителей путем определения абсолютной величины разности между текущими ΔV - скорректированными объемами и соответствующими исходными объемами в стандартных условиях, в третьих дополнительно суммируют текущие ΔV и ΔV приращения с текущими исходными объемами в стандартных условиях и проводят баланс вторично скорректированных объемов поставщика и потребителей на отчетном интервале времени, устанавливая знаки суммарных ΔV и ΔV приращений в целях сходимости баланса.
4. Способ по п.2, отличающийся тем, что при определении баланса масс газа дополнительно к сумме скорректированных масс потребителей прибавляют сумму соответствующих масс тепловых транспортных потерь газа по участкам газораспределительной сети, причем элементарную потерю массы газа определяют на участке газораспределительной сети в единицу времени произведением перепада плотности газа в стандартных условиях на известный расход объема газа на выделенном участке газораспределительной сети, перепад плотности рассчитывают по разности величин плотностей в стандартных условиях в начале и в конце выделенного участка, начало участка определено точкой отбора газа поставщика, конец - ближайшей точкой отбора газа, например точкой отбора газа на газопроводе удаленного потребителя, а общие тепловые потери массы определяют, суммируя элементарные потери по участкам газораспределительной сети на отчетном интервале времени определения баланса газа, считая перепад плотности в стандартных условиях величиной постоянной по участкам газораспределительной сети.
5. Способ по п.3, отличающийся тем, что при определении баланса объема газа дополнительно к сумме скорректированных объемов потребителей прибавляют сумму объемов тепловых транспортных потерь газа по участкам газораспределительной сети, причем элементарную тепловую потерю объема газа на участке газораспределительной сети в единицу времени определяют путем деления соответствующей элементарной тепловой потери массы на договорную плотность в стандартных условиях, а общие тепловые потери объема рассчитывают, суммируя элементарные потери объема по участкам газораспределительной сети на интервале времени определения баланса объема газа, причем элементарную потерю массы газа определяют на участке газораспределительной сети в единицу времени произведением перепада плотности газа в стандартных условиях на известный расход объема газа на выделенном участке газораспределительной сети, перепад плотности рассчитывают по разности величин плотностей в стандартных условиях в начале и в конце выделенного участка, начало участка определено точкой отбора газа поставщика, конец - ближайшей точкой отбора газа, например, точкой отбора газа на газопроводе удаленного потребителя,
6. Способ по п.4, отличающийся тем, что дополнительно проводят расчет теплового баланса, при этом в балансе масс умножают каждую составляющую на рассчитанную среднюю величину теплотворной способности единицы массы газа, определенную за несколько текущих прошедших месяцев, с учетом текущей ежесуточной теплотворной способности единицы массы газа, которую рассчитывают путем деления текущей ежесуточно измеренной теплотворной способности единицы объема газа на соответствующую текущую измеренную или рассчитанную плотность в стандартных условиях, причем текущую теплотворную способность единицы объема газа и текущую плотность в стандартных условиях определяют из проб на ближайшей точке отбора газа от узла учета.
7. Автоматизированная система коммерческого учета газа (АСКУГ) содержит первый сервер поставщика газа и второй сервер региональной компании по реализации газа - РГК, содержит канал связи поставщика и канал связи РГК ориентированные на технологию GSM/GPRS - связи, содержит поточный хроматограф поставщика газа с системой отбора газа из магистрального газопровода высокого давления газа, содержит газораспределительные станции - ГРС,
распределенные по районам региона,
входы которых подключены к магистральному газопроводу,
а выходы последовательно через узлы коммерческого учета газа, принадлежащие ГРС и соответствующие газораспределительные сети районов региона, подключены к коммерческим узлам учета газа потребителей напрямую или через кустовые узлы учета газа,
первый сервер поставщика через канал связи поставщика подключен ко второму серверу, подключен к поточному хроматографу поставщика,
узлы учета газа АСКУГ содержат корректоры, в состав которых входят порты, ориентированные на технологию GSM/GPRS - связи и порты местной связи,
причем порты корректоров узлов учета газа ГРС с технологией GSM/GPRS - связи подключены через канал связи поставщика к первому серверу поставщика,
аналогичные порты корректоров узлов учета газа потребителей и кустовых узлов учета газа подключены через канал связи РГК ко второму серверу, а порты местной связи узлов учета газа по необходимости ориентированы на организацию местных автоматизированных систем, отличающийся тем, что для реализации предлагаемого способа по п.4 или 5, или 6 АСКУГ дополнительно содержит районные серверы, установленные по районам региона, которые связаны через канал связи РГК с соответствующими по району узлами коммерческого учета газа потребителей и кустовыми узлами учета газа через порты корректоров узлов учета, ориентированные на технологию GSM/GPRS - связи, районные сервера также связаны через канал связи РГК со вторым сервером РГК, связаны с соответствующими району хроматографом или плотномером, установленным в районе на газопроводе удаленного потребителя, которые также связаны через канал связи РГК со вторым сервером РГК.
8. Автоматизированная система коммерческого учета газа АСКУГ по п.7, отличающаяся тем, что узлы коммерческого учета газа дополнительно содержат корректоры учета и расчета вторичных параметров коррекции, в состав каждого из которых входит микропроцессор с портами ориентированными на технологию GSM/GPRS - связи и местную связь, причем порт GSM/GPRS - связи подключается к соответствующему каналу GSM/GPRS - связи, первый порт местной связи подключен к порту местной связи соответствующего корректора узла учета газа, второй порт местной связи подключен к входу персонального компьютера, а информационный выход микропроцессора подключен к дисплею табло корректора учета и расчета вторичных параметров коррекции.