allgosts.ru75. ДОБЫЧА И ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ, ГАЗА И СМЕЖНЫЕ ПРОИЗВОДСТВА75.060. Природный газ

ГОСТ Р 57614-2017 Газ горючий природный. Определение энергии

Обозначение:
ГОСТ Р 57614-2017
Наименование:
Газ горючий природный. Определение энергии
Статус:
Действует
Дата введения:
01/01/2019
Дата отмены:
-
Заменен на:
-
Код ОКС:
75.060

Текст ГОСТ Р 57614-2017 Газ горючий природный. Определение энергии


ГОСТ Р 57614-2017
(ИСО 15112:2011)

Группа Л19



НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ГАЗ ГОРЮЧИЙ ПРИРОДНЫЙ

Определение энергии

Natural combustible gas. Energy determination



ОКС 75.060

Датавведения 2019-01-01

Предисловие

Предисловие

1ПОДГОТОВЛЕН Федеральным государственным бюджетным образовательнымучреждением высшего образования "Российский государственныйуниверситет нефти и газа (национальный исследовательскийуниверситет) имени И.М.Губкина"

2ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 52 "Природный исжиженные газы"

3УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ ПриказомФедерального агентства по техническому регулированию и метрологииот 16 августа 2017 г. N 910-ст

4Настоящий стандарт является модифицированным по отношению кмеждународному стандарту ИСО 15112:2011* "Газ природный.Определение энергии" (ISO 15112:2011 "Natural gas - Energydetermination", MOD) путем изменения его структуры для приведения всоответствие с ГОСТ Р1.5-2012 (подразделы 4.2 и 4.3), а также путем измененияотдельных фраз (слов, значений показателей, ссылок,терминологических статей), которые выделены в текстекурсивом**.
________________
*Доступ к международным и зарубежным документам, упомянутым здесь идалее по тексту, можно получить, перейдя по ссылке на сайт ;
** В оригиналеобозначения и номера стандартов и нормативных документов в разделах"Предисловие", "Библиография", приложении ДА приводятся обычнымшрифтом, выделенные в этих разделах знаком "**" и остальные потексту документа выделены курсивом. - Примечание изготовителя базыданных.


Внесение указанныхтехнических отклонений направлено на учет конкретных потребностейнациональной экономики Российской Федерации.

Наименование настоящегостандарта изменено относительно наименования указанногомеждународного стандарта для приведения в соответствие с ГОСТ Р1.5-2012 (пункт 3.5)

5ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ


Правила применениянастоящего стандарта установлены в статье26 Федерального закона от 29 июня 2015 г. N 162-ФЗ "Остандартизации в Российской Федерации"**. Информация обизменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном (посостоянию на 1 января текущего года) информационном указателе"Национальные стандарты", а официальный текст изменений и поправок- в ежемесячном указателе "Национальные стандарты". В случаепересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующееуведомление будет опубликовано в ближайшем выпуске ежемесячногоинформационного указателя "Национальные стандарты". Соответствующаяинформация, уведомление и тексты размещаются также в информационнойсистеме общего пользования - на официальном сайте Федеральногоагентства по техническому регулированию и метрологии в сетиИнтернет (www.gost.ru)

Введение


Сначала девятнадцатого века взаиморасчеты при купле-продажесветильного, а затем и природного газа проводились, как правило, набазе измерений объема. Поэтому основные усилия прилагались кразработке методов измерения объемного расхода газа.

Всвязи с повышением стоимости энергии и различиями в качестве газов,взаиморасчеты при купле-продаже газа стали проводить на основеизвестной тепловой энергии (теплоты сгорания); в свою очередь,потребность в определении теплоты сгорания путем измерения иливычисления привело к развитию соответствующих методов измерения.Однако процедуры, с помощью которых значения теплоты сгоранияприводились в соответствие с данными об объемных расходах дляопределения содержания энергии в заданном объеме природного газа,не были стандартизованы.

Определение энергии частоявляется необходимой процедурой вне зависимости от времени и местапроведения измерений объемного расхода природного газа, начиная отопераций добычи и переработки и заканчивая поставкой газа конечнымпотребителям. Настоящий стандарт направлен на решение проблем,связанных с определением энергии, начиная с процессовдобычи/транспортировки и заканчивая поставкой газа конечнымпотребителям. Настоящий стандарт является руководством пользователяпо организации и обустройству узлов учета энергии для проведениявзаиморасчетов, основанных на измерении и/или вычислении энергииприродного газа, с целью повышения достоверности результатовопределения.

Другие стандарты,применяемые в области измерений расхода и теплоты сгорания,процедур вычислений и обработки данных, касающиеся добычи,транспортировки и распределения природного газа, включая егозакупку, продажу или передачу, могут ссылаться на настоящийстандарт.

Настоящий стандартсодержит одиннадцать информационных приложений.

1Область применения

1.1 Настоящий стандартраспространяется на способы определения тепловой энергии природногогаза, выделяющейся при его сгорании, с помощью измерений иливычислений и определяет необходимые для этого методы и единицыизмерений. Расчеты энергии основываются на раздельном определенииколичества транспортируемого газа (по массе или по объему) и егоудельной теплоты сгорания. В настоящем стандарте приведенытакже общие способы вычисления неопределенностей.

1.2 В настоящемстандарте рассматриваются только средства и методыизмерений, используемые в настоящее время.

Примечание - Применениеуказанных средств измерений в частной или государственнойкоммерческой деятельности возможно после утверждения их типав государственном органе в соответствии сзаконодательством.

1.3 Настоящий стандартприменим ко всем типам газоизмерительных станций.

1.4 Настоящийстандарт допускает применение новых методов измеренийпри условии, что их характеристики не уступают характеристикамметодов, приведенных в настоящем стандарте.

1.5 Газоизмерительныесистемы не являются предметом детального рассмотрениянастоящего стандарта.

2Нормативные ссылки


Внастоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующиестандарты:

ГОСТ8.586.1-2005 (ИСО 5167-1:2003) Государственная системаобеспечения единства измерений. Измерение расхода и количестважидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Часть1. Принцип метода измерений и общие требования

ГОСТ31369-2008 (ИСО 6976:1995) Газ природный. Вычисление теплотысгорания, плотности, относительной плотности и числа Воббе наоснове компонентного состава

ГОСТ31370-2008 (ИСО 10715:1997) Газ природный. Руководство поотбору проб

ГОСТ31371.1-2008 (ИСО 6974-1:2000) Газ природный. Определениесостава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности.Часть 1. Руководство по проведению анализа

ГОСТ31371.2-2008 (ИСО 6974-2:2001) Газ природный. Определениесостава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности.Часть 2. Характеристики измерительной системы и статистическиеоценки данных

ГОСТ31371.3-2008 (ИСО 6974-3:2000) Газ природный. Определениесостава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности.Часть 3. Определение водорода, гелия, кислорода, азота, диоксидауглерода и углеводородов до с использованием двух насадочныхколонок

ГОСТ31371.4-2008 (ИСО 6974-4:2000) Газ природный. Определениесостава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности.Часть 4. Определение азота, диоксида углерода и углеводородов- и в лаборатории и с помощью встроеннойизмерительной системы с использованием двух колонок

ГОСТ31371.5-2008 (ИСО 6974-5:2000) Газ природный. Определениесостава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности.Часть 5. Определение азота, диоксида углерода и углеводородов- и в лаборатории и при непрерывном контролес использованием трех колонок

ГОСТ31371.6-2008 (ИСО 6974-6:2002) Газ природный. Определениесостава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности.Часть 6. Определение водорода, гелия, кислорода, азота, диоксидауглерода и углеводородов - с использованием трех капиллярныхколонок

ГОСТ31371.7-2008 Газ природный. Определение состава методомгазовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 7. Методикавыполнения измерений молярной доли компонентов

ГОСТ Р8.668-2009 Государственная система обеспечения единстваизмерений. Теплота (энергия) сгорания объемная природного газа.Общие требования к методам измерений

ГОСТ Р8.740-2011 Государственная система обеспечения единстваизмерений. Расход и количество газа. Методика измерений с помощьютурбинных, ротационных и вихревых расходомеров и счетчиков

ГОСТ Р8.769-2011 (ИСО 12213-3:2006) Государственная системаобеспечения единства измерений. Газ природный. Фактор сжимаемостигазовой фазы. Метод расчетного определения на основе данных офизических свойствах газа

ГОСТ Р8.816-2013 Государственная система обеспечения единстваизмерений. Газ природный. Объемная теплота сгорания. Методикаизмерений с применением калориметра сжигания с бомбой

ГОСТ Р54500.3-2011/Руководство ИСО/МЭК 98-3:2008 Неопределенностьизмерения. Часть 3. Руководство по выражению неопределенностиизмерения

ГОСТ Р56333-2015 Газы горючие природные. Стандартные условияизмерения и вычисления физико-химических свойств

Примечание - Припользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действиессылочных стандартов в информационной системе общего пользования -на официальном сайте Федерального агентства по техническомурегулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодноиздаваемому информационному указателю "Национальные стандарты",который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и повыпускам ежемесячно издаваемого информационного указателя"Национальные стандарты" за текущий год. Если заменен ссылочныйстандарт, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуетсяиспользовать действующую версию этого стандарта с учетом всехвнесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочныйстандарт, на который дана датированная ссылка, то рекомендуетсяиспользовать версию этого стандарта с указанным выше годомутверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандартав ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, внесеноизменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то этоположение рекомендуется применять без учета данного изменения. Еслиссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором данассылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающейэту ссылку.

3Термины и определения


Внастоящем стандарте применены следующие термины с соответствующимиопределениями:

3.1

точностьизмерений; точность результата измерения: Близостьизмеренного значения к истинному значению измеряемой величины.

[
РМГ29-2013 [1], статья 5.7]

3.2 настройка(средства измерений): Операция приведения средства измерений всостояние, пригодное к использованию.

Примечание - Настройкаможет быть автоматической, полуавтоматической или ручной.

3.3 методприсваивания: Процедура присваивания природному газу,переданному через пункт приема-передачи, оборудованный толькосредствами измерений объема (количества) газа, значения теплотысгорания, определенного в другой точке данного участкагазопровода.

3.4 готовность:Возможность измерительной системы или средства измерений,составляющего часть измерительной системы, в любой момент времениработать согласно спецификации.

3.5 смещение(значения энергии): Систематическая разность между истиннымзначением энергии и фактически измеренным значением энергииприродного газа, проходящего через газоизмерительную станцию.

3.6

калибровка(средств измерений): Совокупность операций, устанавливающихсоотношение между значением величины, полученным с помощью данногосредства измерений и соответствующим значением величины,определенным с помощью эталона с целью определения метрологическиххарактеристик этого средства измерений.

[
РМГ29-2013 [1], статья 9.6]

3.7 высшая теплотасгорания: Количество теплоты, которое может выделиться приполном сгорании в воздухе определенного количества природного газатаким образом, что давление , при котором происходит реакция, остаетсяпостоянным, а все продукты сгорания принимают ту же температуру, что и температура реагентов, при этом всеэти продукты находятся в газообразном состоянии, за исключениемводы, которая конденсируется в жидкость при .

3.8 низшая теплотасгорания: Количество теплоты, которое может выделиться приполном сгорании в воздухе определенного количества природного газатаким образом, что давление , при котором протекает реакция, остаетсяпостоянным, а все продукты сгорания принимают ту же температуру, что и температура реагентов, при этом всеэти продукты находятся в газообразном состоянии.

3.9 узел определениятеплоты сгорания: Установка, содержащая необходимоеоборудование для определения теплоты сгорания природного газа вгазопроводе.

3.10 скомпенсированнаятеплота сгорания: Теплота сгорания, измеренная на узлеизмерения и скомпенсированная с учетом времени транспортировки газадо соответствующего узла измерения объема.

3.11 скорректированнаятеплота сгорания: Результат коррекции измеренной теплотысгорания для компенсации систематической погрешности.

3.12 заявленнаятеплота сгорания: Теплота сгорания, которая принята заранее дляприменения в пункте приема-передачи природного газа для целейопределения энергии.

3.13 представительнаятеплота сгорания: Теплота сгорания, которая считаетсядостаточно близкой к фактической теплоте сгорания природного газа вданном пункте приема-передачи.

3.14 зонагазопотребления: Совокупность пунктов приема-передачи,использующих один и тот же метод определения энергии.

3.15 приведение (кусловиям): Определение объема природного газа при заданных условияхиз объема при рабочих условиях.

3.16 поправка:Величина, прибавляемая алгебраически к нескорректированномурезультату измерений для компенсации систематическойпогрешности.

Примечания

1Поправка равна оцененной систематической погрешности, взятой собратным знаком.

2Если систематическая погрешность не может быть точно оценена, топоправка не будет полной (см. приложение J).

3.17 поправочныйкоэффициент: Числовой коэффициент, на который следует умножитьнескорректированный результат измерений для компенсациисистематической погрешности.

Примечание - См.примечание 2 (пункт 3.16).

3.18 определение:Набор операций, производимых с объектом для обеспечениякачественной или количественной информации об этом объекте.

Примечание - В настоящемстандарте термин "определение" используется лишь в количественномсмысле.

3.19

прямоеизмерение: Измерение характеристики посредством величин,которые, в принципе, определяют данное свойство.

Примечание - Например,определение теплоты сгорания газа с использованием термометрическихизмерений энергии, выделившейся в форме тепла при сжиганиизаданного количества газа.


[ИСО 14532:2014 [3],статья 2.2.1.2]

3.20 энергия:Произведение количества газа (объема или массы) и соответствующейудельной теплоты сгорания при конкретных условиях.

Примечание - Энергия, какправило, выражается в мегаджоулях.

3.21 определениеэнергии: Количественное определение энергии газа на основе либопрямых измерений, либо расчетов с использованием предварительноизмеренных величин.

3.22 скорость потокаэнергии: Энергия газа, проходящего через сечение в единицувремени.

Примечание - Скоростьпотока энергии, как правило, выражается в мегаджоулях всекунду.

3.23 фиксированноеприсваивание: Применение без изменений теплоты сгорания,измеренной на определенном узле, или предварительно установленнойтеплоты сгорания, к газу, проходящему через один или более пунктовприема-передачи.

3.24 газотранспортнаякомпания: Компания, которая транспортирует газ от одногопункта приемки-передачи до другого по газопроводам.

3.25 сеточноемоделирование: Вычисление набора давлений и скоростей потока вгазопроводе или сети газопроводов на основе заданных данныхтопологии сети, величин скоростей потока в точках входа и выхода, атакже давлений и температур в различных точках газопровода(ов) сиспользованием математической модели.

Примечание - Целью любогосеточного моделирования является получение информации о будущемсостоянии давлений газа и потоков. Результатом моделированияявляется оценка состояния газового потока.

3.26 пунктприема-передачи: Объект системы газоснабжения, на которомпроисходит смена собственника или ответственного за хранение и/илитранспортирование природного газа.

Примечание - Как правило,пункт приема-передачи включает в себя газоизмерительнуюстанцию.

3.27 местнаягазораспределительная компания: Компания, поставляющаяполученный от региональной газораспределительной компании газпромышленным, коммерческим или коммунально-бытовымпотребителям.

3.28 газоизмерительнаястанция: Сооружение, включающее все оборудование, в том числевходные и выходные газопроводы, а также запирающие клапаны истроения, в которых располагаются средства измерений, используемыедля измерений количества газа в пунктах его передачи.

3.29 измерительнаясистема: Полный набор средств измерений и сопутствующихпринадлежностей для проведения определенных измерений.

Примечание - Данноеопределение адаптировано по отношению к установленному в пункте3.2 ИСО/МЭК Руководство 99:2007 [4].

3.30 средствоизмерений: Устройство, предназначенное для проведения измеренийотдельно либо в сочетании с одним или более дополнительнымиустройствами.

3.31достоверность: Свойство величины находиться в заданныхпределах.

3.32 добывающаякомпания: Компания, извлекающая из месторождений природный газ,который после подготовки и учета подается в газотранспортнуюсистему или непосредственно потребителям.

3.33 региональнаягазораспределительная компания: Компания, поставляющая газместным газораспределительным компаниям и/или промышленным,коммерческим и коммунально-бытовым потребителям.

3.34коммунально-бытовой потребитель: Лицо, которое занимаетобъект недвижимости, снабжаемый газом полностью или частично, приэтом данный газ не используется для коммерческих или промышленныхцелей.

3.35

систематическаяпогрешность (измерения): Составляющая погрешности измерения,остающаяся постоянной или же закономерно изменяющаяся при повторныхизмерениях одной и той же величины.

[
РМГ29-2013 [1], статья 5.19]

3.36прослеживаемость: Свойство результата измерения или значенияэталона, заключающееся в возможности установления его связи ссоответствующими эталонами, как правило, национальными илимеждународными, посредством неразрывной цепи сличений, имеющихустановленные неопределенности.

3.37

неопределенность(измерения): Параметр, относящийся к результату измерения ихарактеризующий разброс значений, которые могли бы быть обоснованноприписаны измеряемой величине.

[ГОСТ Р54500.3-2011/Руководство ИСО/МЭК 98-3:2008, статьяВ.2.18]

3.38 присваивание:Процедура распространения значения теплоты сгорания, измеренного наузле определения, на природный газ, проходящий через один или болеепунктов приема-передачи.

Примечание - Дляполучения теплоты сгорания в сети газопроводов данная присвоеннаятеплота сгорания может учитывать время, затраченное на прохождениегаза от узла измерения теплоты сгорания до соответствующейгазоизмерительной станции и другие факторы, определяющие среднюютеплоту сгорания в сети, в том числе состояниявоспроизведения изменений теплоты сгорания в пределах сети ит.д.

3.39 плавающая нулеваяточка: Место в сети газопроводов, где существует граница междугазами разного качества.

3.40 недостоверныеданные: Данные измерений, которые явно неверны из-за нарушенийв процессе измерений на газоизмерительной станции и (или)транспортирования природного газа.

3.41 промышленныйпотребитель: Потребитель, использующий газ в процессепроизводства промышленной продукции.

3.42 коммерческийпотребитель: Потребитель, использующий газ в целях полученияприбыли, но не являющийся промышленным потребителем.

Примечание - В 4.41 и4.42 включены дополнительные по отношению к ИСО 15112-2011 терминыи их определения для лучшего понимания положений стандарта.

4Обозначения

4.1Условные обозначения


Условные обозначениявеличин приведены в таблице 1.


Таблица 1 - Условные обозначения величин

Символ

Наименованиепоказателя

Единицаизмерения

Е

Энергия

МДж

е

Скорость потокаэнергии

МДж/с

Н

Удельная теплотасгорания

МДж/м; МДж/кг

М

Масса

кг

р

Давление (абсолютное)

Па, кПа

Q

Количество (объем, масса)газа

м, кг


Объемный расход

м/ч, м


Массовый расход

кг/с, кг/ч

Т

Температура(абсолютная)

K

t

Время

с, ч, дни

V

Объем (газа)

м

Z

Коэффициентсжимаемости

-


Плотность

кг/м


Температура

°С

Примечания

1Если удельная теплота сгорания выражена в мегаджоулях на кубическийметр и объем газа в кубометрах или если удельная теплота сгораниявыражена в мегаджоулях на килограмм и масса газа в килограммах,тогда рассчитанная энергия выражается в мегаджоулях.

2Если количество газа выражается в кубических метрах, необходимоприводить также температуру и давление.

4.2Нижние индексы


i - низшая теплотасгорания;

j - количествоинтервалов времени;

n - нормальныеусловия (0°С; 101,325 кПа);

r - стандартныеусловия измерений (20°С; 101,325);
________________
Приведенные в оригинале "стандартныеусловия, рекомендованные ИСО" заменены на "стандартные условияизмерений"


s - высшая теплотасгорания.

5Общие принципы


Количество энергииЕ, содержащееся в данном количестве газа Q, вычисляютпутем умножения удельной теплоты сгорания Н (далее - теплотысгорания) на соответствующее количество газа.

Энергия может бытьизмерена как прямым способом (см. рисунок 1), так и вычислена изколичества и теплоты сгорания газа (см. рисунок 2).

Рисунок 1 - Схема определения энергии прямым методом


Рисунок 1 - Схема определения энергии прямым методом


Рисунок 2 - Схема определения энергии косвенным методом


Рисунок 2 - Схема определения энергии косвенным методом


Как правило, количествогаза выражают в единицах объема, а теплоту сгорания относят кединице объема. Для достижения точного определения энергиинеобходимо, чтобы и объем газа и его удельная теплота сгорания (вчасти объема) были определены при стандартных условиях давления итемпературы. Энергию определяют либо путем накопления в течениеопределенного периода времени результатов вычислений изпоследовательного набора теплот сгорания и объемов проходящегоприродного газа, либо путем умножения полного прошедшего объемагаза на представительную (присвоенную) теплоту сгорания за этотпериод.

Особенно внимательноследует рассматривать случай, когда теплота сгорания изменяется ирасход природного газа определяется не в том же месте, гдеприсваивается теплота сгорания, при этом разница во времени междуопределением расхода и теплоты сгорания газа влияет на точностьопределения (см. раздел 9).

Объем газа может бытьопределен и представлен как объем при стандартных условияхизмерения или измерен при других условиях, а затем приведен кстандартным условиям с использованием подходящего метода пересчетаобъемов. Для метода приведения объема, используемого наопределенной газоизмерительной станции, могут потребоваться данныео качестве газа, определенные в других местах. При применениинастоящего стандарта необходимо использовать установленные вГОСТ Р56333 [5] стандартные условия измерений: 293,15 K (20,0°С) и101325 Па (760 мм рт.ст.).

Теплота сгорания можетбыть измерена на газоизмерительной станции либо на другом объекте,а затем приписана для использования на этой станции. Для выраженияколичества газа и теплоты сгорания могут быть также использованымассовые единицы.

Указанные общие принципыопределения энергии природного газа подробно изложены в разделе 9для тех случаев, когда количество газа выражается либо в объемных,либо в массовых единицах.

Для расчета количестваэнергии газа, проходящего через газоизмерительную станцию в течениенекоторого периода времени, используются методы определенияэнергии, приведенные в разделах 6-9. Данные методы включаютпроцедуру интегрирования за определенный период времени; при этоминтегрироваться могут:

-скорость потока энергии;

-расход газа за определенный период времени для получения количествагаза, которое затем умножается на представительную теплотусгорания.

Конкретный методинтегрирования может зависеть от условий контракта илинационального законодательства.

Общие принципыопределения энергии, описанные в разделах 6-9, не зависят отконкретного метода, которым проводится интегрирование. Методинтегрирования влияет на неопределенность определения энергии (см.раздел 11).

6Измерения параметров газа

6.1Общие положения


Типы средств и методовизмерений, используемых на газоизмерительных станциях, зависят, восновном, от следующих факторов:

-соответствующих требований национальных стандартов;

-расхода газа;

-стоимости газа;

-изменений качества газа;

-необходимости резервирования;

-спецификации на средства измерений.

На соответствующихпунктах приема-передачи необходимо использовать методыизмерений, аттестованные в установленном порядке, и средстваизмерений, прошедшие процедуру утверждения типа и поверку. Вприложении А приведен обзор методик и процедур, используемых внастоящее время в различных странах.

Методы, используемые дляопределения объемного расхода и теплоты сгорания, должнысоответствовать стандартам, регламентам, условиям контрактов и/илинациональному законодательству.

Необходимо принимать мерыпо выявлению систематических расхождений и принятию мер по ихучету. Например, использование разных национальных стандартов, норми/или методик измерений может приводить к систематическимрасхождениям; стороны должны определить подходящие средства дляустранения этих расхождений.

Качество результатовизмерений, в общем случае, зависит от следующих факторов:

-рабочих условий;

-качества и частоты технического обслуживания;

-поверочных (калибровочных) эталонов;

-отбора проб и состояния пробоотборной системы;

-изменений компонентного состава газа;

-выработки ресурса средств измерений.

Высокая точностьизмерений может быть достигнута при выполнении требованийпроизводителей средств измерений и уполномоченных органов, а такжепри строгом выполнении всех процедур при работе, поверке(калибровке) и техническом обслуживании средств измерений.

6.2Измерения объема


Измерительная системаобъемного расхода природного газа на газоизмерительной станциисостоит из одного или более измерительных участков. Как правило,расходомеры измеряют объемный расход газа при фактических рабочихусловиях. Существуют стандарты на методы измерения расхода иколичества газа с помощью стандартных сужающих устройств(ГОСТ8.586.1), турбинных, ротационных и вихревых расходомеров исчетчиков (ГОСТ Р8.740), а также ультразвуковых преобразователей расхода(ГОСТ8.611).

Выбор измерительнойсистемы объемного расхода газа зависит, как минимум, от следующихфакторов:

-условий потока;

-диапазона измерениярасхода;

-рабочих условий, особенно, рабочего давления;

-допустимых потерь давления;

-необходимой точности.

Для измерения объемногорасхода природного газа наиболее часто в пунктах приема-передачи1-6 используются средства измерений (см. 7.1), которые приведены вприложении А.

6.3Измерения теплоты сгорания

6.3.1 Методы измеренияи отбор проб

Комплекс для определениятеплоты сгорания состоит из пробоотборной системы и средстваизмерений и предназначен для:

-условно прямого определения (калориметрическим методом);

-косвенного определения (по компонентному составу, определенному сиспользованием газовых хроматографов).

Для достижения высокойточности измерения теплоты сгорания необходимо использоватьпредставительные пробы природного газа. Требования к проведениюотбора проб природного газа установлены в ГОСТ31370.

Взависимости от измерительной системы, методик измерений, флуктуацийв составе газа и/или количества переданного газа используют одну изследующих методик отбора проб:

-непрерывный отбор проб;

-периодический точечный отбор проб;

-накопительный отбор проб.

Пробы отбирают с цельюпоследующего их анализа на хроматографе.

Общие требования кметодам измерений теплоты сгорания природного газа установленыв ГОСТ Р8.668.

6.3.2 Определениекалориметрическим методом

При измеренияхкалориметрическим методом природный газ сжигается в избыточномколичестве воздуха (кислорода) и выделившаяся при егосгорании энергия передается в теплообменную среду, что приводит кувеличению ее температуры. Теплота сгорания газа напрямую связана сувеличением температуры.

Метод калориметриииспользуется в пунктах приема-передачи 1-3, 5 (см. рисунок3). Подробное описание калориметрического метода приведено вГОСТ Р8.816.

6.3.3 Косвенноеопределение

При косвенном определениитеплоты сгорания ее значение вычисляют по составу природного газа всоответствии с ГОСТ31369.

Для определения состава,как правило, используется хроматографический метод анализа.Процедуры для определения компонентного состава природного газаметодом газовой хроматографии с соответствующими неопределенностямиустановлены в ГОСТ31371 (части 1-7). Метод газовой хроматографиииспользуется в пунктах приема-передачи 1-3, 5 (см. рисунок3).

6.4Приведение объемов

6.4.1 Общиеположения

Пересчет объемаприродного газа, измеренного при рабочих условиях, в объем пристандартных условиях основывается либо на давлении, температуре икоэффициенте сжимаемости газа (pTZ-преобразование) или наплотности при рабочих и стандартных условиях (пересчет поплотности).

Информация по проведениюпересчета объема приведена в приложении С, подразделах Е.1 и Е.2приложения Е, ИСО 12213 (части 1 и 2) [6], [7], ГОСТ Р8.769 и EN 12405-1 [8].

6.4.2Плотность

Значения плотности газапри стандартных условиях могут быть использованы для пересчетаобъема. Для определения массового расхода и пересчета объема такжевозможно определять плотность при рабочих условиях. Более детальноуказанные методы пересчета изложены в ИСО 15970 [9].

6.4.3 Давление итемпература

Измерения давления итемпературы могут потребоваться для пересчета объема газа прирабочих условиях в объем при стандартных или нормальных условиях.Более детально указанные методы пересчета изложены в ISO 15970[9].

6.4.4 Коэффициентсжимаемости

Для пересчета объема газакоэффициент сжимаемости:

-рассчитывают на основе компонентного состава природного газа,выраженного в молярных долях (см. подраздел Е.2 приложения Е и ИСО12213-2 [7]);

-рассчитывают с использованием физических свойств и содержаниянекоторых компонентов природного газа (см. подраздел Е.1 приложенияЕ и ГОСТ Р8.769);

-определяют Z-метром.

Более детально указанныеметоды пересчета изложены в ИСО 15970 [9].

Коэффициент сжимаемостипри стандартных условиях измерений может быть также вычисленсогласно ГОСТ31369. В зависимости от количества прошедшего природного газа иизменения его давления, температуры и компонентного состава вопределенной точке измерения, коэффициент сжимаемости либопринимают постоянной величиной, либо периодическипересчитывают.

При пользовании настоящимстандартом следует принимать во внимание компонентный состав газа,особенно отношение молярных долей высших углеводородов к низшим.Метод вычисления коэффициента сжимаемости на основе компонентногосостава и давления газа по ИСО 12213-2 [7] предпочтительней метода,изложенного в ГОСТ Р8.769, во избежание систематической погрешности.

6.5Поверка (калибровка)


Качество поверки(калибровки) оказывает значительное влияние на точность результатовизмерений. В зависимости от стабильности показаний средстваизмерений выбирают соответствующую периодичность поверки(калибровки). Средства поверки (калибровки) должны бытьпрослеживаемы к соответствующим эталонам.

Поверку (калибровку)проводят в условиях, близких к условиям выполнения измерений.Согласно ИСО 15971 [10] в средствах измерений, измеряющих тепловыевеличины, для поверки (калибровки) используют газы, близкие потеплоте сгорания или компонентному составу к анализируемымприродным газам.

Если при поверке(калибровке) средства измерений, используемого для определенияэнергии, превышено допустимое отклонение его показаний от значениязаданной эталоном величины, проводят подстройку средства измеренийдля обеспечения минимальной разницы между измеренной и заданнойвеличинами или вносят поправку, применяемую к измеренным величинамв течение последующего периода времени для получения правильныхрезультатов измерений.

Фактический процессподстройки или корректировки проводят вручную либо автоматически взависимости от типа средства измерений.

Если при поверке(калибровке) средства измерений, измеряющего теплоту сгорания,возникает разница между измеренными и эталонными величинами,превышающая установленные в методике поверки (калибровки) значения,для последующих периодов должна проводиться коррекция измеряемойвеличины либо подстройка средства измерений.

6.6Хранение и передача данных


Все необходимые дляопределения энергии данные требуется хранить. Длительность и местохранения устанавливают с учетом требований соответствующихрегламентов и/или контрактных соглашений.

Указанные данные включаютв себя: информацию о количестве поставленной энергии, и,если возможно, информацию о достоверности данных или работегазоизмерительной станции (оборудования и программногообеспечения). Для передачи данных используют безопасные процедуры,обеспечивающие сохранность данных.

7Определение энергии

7.1Пункты приема-передачи


Передача природного газа,как правило, происходит от газодобывающей компании иликомпании-оператора хранилища газа к конечному потребителю черезпромежуточные стадии, включающие все или некоторые из приведенныхниже:

-газотранспортная организация(ии);

-региональная газораспределительная компания(ии);

-местная газораспределительная компания(ии).

Обозначения 1-6 нарисунках 3 и 4 представляют собой различные пункты приема-передачив пределах цепи поставки природного газа; они могут включать в себяреальные газоизмерительные станции, или же могут рассматриватьсялишь как виртуальные пункты приема-передачи без каких-либоизмерений для обозначения точки передачи, оговоренной в контракте.Определение энергии в цепи поставки между сторонами контрактапроизводится в пунктах приема-передачи природного газа 1-6(см. рисунки 3 и 4), которые также называют точками передачи.

Рисунок 3 - Возможные пункты приема-передачи для определенияэнергии (от газодобывающей компании до конечных потребителей)

ГОСТ Р 57614-2017 (ИСО 15112:2011) Газ горючий природный. Определение энергии

1-6 - пункты приема-передачи; а) при наличии компании

Рисунок 3 - Возможные пункты приема-передачи для определенияэнергии (от газодобывающей компании до конечных потребителей)


Рисунок 3 показывает цепьпоставки от газодобывающей компании до конечного потребителя, арисунок 4 включает дополнительно компанию-оператора хранилища газа,в котором хранение газа осуществляется для обеспечения договоровбудущих поставок. Виды пунктов приема-передачи в разных странахмогут отличаться. Если они являются реальными газоизмерительнымистанциями, то они могут быть использованы для учета газа.

Рисунок 4 - Возможные пункты приема-передачи для определенияэнергии (от газодобывающей компании до конечных потребителей),включая хранилища газа

1-6 - пункты приема-передачи; а) при наличиикомпании

Рисунок 4 - Возможные пункты приема-передачи для определенияэнергии (от газодобывающей компании до конечных потребителей),включая хранилища газа


Если газотранспортнаякомпания напрямую снабжает промышленного потребителя, то дляопределения энергии в пункте 5 объем газа измеряется впунктах 2 или 5; т.к. в данном случае отсутствуетрегиональная газораспределительная компания/компания-операторхранилища и местная газораспределительная компания. Еслипредполагается, что состав газа практически неизменен (т.е.изменяется в пределах, не влияющих на рассчитываемое на его основезначение теплоты сгорания в пределах установленной точности), можетбыть использована теплота сгорания, измеренная в пункте 2(см. рисунок В.1 приложения В).

Если газодобывающаякомпания снабжает промышленного потребителя через газотранспортныекомпании и региональную газораспределительную компанию без участияместных газораспределительных компаний и по пути к промышленномупотребителю не происходит никаких изменений в компонентном составегаза, то для определения энергии в пункте 5 объем газаизмеряется в пункте 5, а теплота сгорания, например, впунктах 2, 3 или 5.

Если местнаягазораспределительная компания поставляет газ конечномупотребителю, а сама получает газ от региональнойгазораспределительной компании, газотранспортной компании иликомпании-оператора хранилища газа, то для определения энергии объемгаза измеряют в пунктах 4-6. Вследствие разного качествагаза (см. рисунок В.3 приложения В) региональнаягазораспределительная компания применяет методы воспроизведениятеплоты сгорания в пункте 3; эта теплота сгоранияпринимается газораспределительной компанией для определения энергиив пунктах 4-6.

Метод определения энергиизависит от ряда важных факторов, которые должны быть приняты вовнимание пользователем настоящего стандарта при выборе методаопределения энергии и правильном его применении. Эти факторывключают:

-топологию сети;

-направления газовых потоков;

-структуру поставок или профиль потребления;

-тенденции изменения теплоты сгорания;

-техническое оборудование;

-требования контрактов;

-требования национальных регламентов и/или стандартов.

7.2Методы определения энергии

7.2.1 Прямоеопределение энергии

При прямых измеренияхэнергии (см. рисунок 5) индивидуальные физические параметры(например, теплота сгорания и объем газа) не измеряются. Скоростьпотока энергии и ее количество определяются и индицируютсянепосредственно на месте установки средства измерений для измеренияэнергии. На момент подготовки настоящего стандарта средстваизмерений для прямого измерения энергии природного газа началипоявляться на рынке, однако отсутствует достаточный опыт ихиспользования. В настоящее время международные стандарты,устанавливающие методы прямого определения энергии природного газа,отсутствуют.

Рисунок 5 - Прямое определение энергии


Рисунок 5 - Прямое определение энергии

7.2.2 Косвенноеопределение энергии

7.2.2.1 Измерение объемаили массы и теплоты сгорания природного газа на одной и той жегазоизмерительной станции

При косвенном определенииэнергии на газоизмерительной станции отдельно измеряют такиевеличины, как объем или масса газа, теплота сгорания идополнительные физические величины, такие как содержание диоксидауглерода, плотность и т.д. (см. рисунок 6); средства измеренийкалибруют индивидуально. Объемный расход и количество энергии, какправило, регистрируют в точке измерения. Для больших количеств газа и , например, при пересечении границы, можетпотребоваться определение теплот сгорания и с помощью средств измерений для обеихтеплот сгорания на каждой станции (см. рисунок 15).

Рисунок 6 - Локальное онлайн измерение теплоты сгорания


Рисунок 6 - Локальное онлайн измерение теплоты сгорания


Другой способ - это сборданных о теплоте сгорания и объеме на газоизмерительных станциях иих передача на центральную станцию определения энергии, гдеизмеряют скорость потока и количество энергии.

Вспорных ситуациях по качеству газа и по экономическим соображенияминогда следует отбирать пробы газа (пропорционально потоку иливремени) на газоизмерительной станции для определении теплотысгорания в другом месте (см. рисунок 7).

Рисунок 7 - Локальное офлайн определение теплоты сгорания


Рисунок 7 - Локальное офлайн определение теплоты сгорания

7.2.2.2 Измерениеобъема/массы газа и теплоты сгорания на разных газоизмерительныхстанциях

Так как объем газаизмеряют в каждой точке передачи между сторонами контракта, наличиев каждой из этих точек средства измерений теплоты сгоранияэкономически неэффективно. Так, наиболее общим методом (особенно впротяженных системах газоснабжения) является присваиваниепредставительной теплоты сгорания (см. раздел 9) данному объемугаза. Теплоты сгорания, присвоенные данным пунктам приема-передачи(точкам измерения объемов), являются величинами, измеряемыми вдругом месте, либо величинами, сформированными из несколькихпредставительных измеренных величин (см. рисунок 8). Данныевеличины являются основой для определения энергии. Вид присваиванияопределяют с учетом расположения газоизмерительных станций иусловиями потока газа (см. раздел 9).

Рисунок 8 - Удаленное измерение теплоты сгорания (пример)

ГОСТ Р 57614-2017 (ИСО 15112:2011) Газ горючий природный. Определение энергии


Рисунок 8 - Удаленное измерение теплоты сгорания (пример)

8Методология и процедуры

8.1Общие положения


Понятие "планирование" вконтексте настоящего стандарта охватывает требования к необходимойинформации и методу ее получения для соответствия методологииопределения энергии природного газа, принимая во внимание ожидаемыезначения результатов измерений.

Процедуру определенияэнергии начинают с выбора оптимального алгоритма ее проведения, закоторым следует проверка результатов измерений на достоверность. Наследующем этапе проводят процедуры присваивания значения теплотысгорания и комбинирования данных (вычислительные процедуры). Взаключение проводят процедуру контроля качества результатовизмерений.

Схема определенияэнергии, включая "начальную" и "конечную" точки, показана нарисунке 9.

Рисунок 9 - Схема косвенного метода определения энергии


Рисунок 9 - Схема косвенного метода определения энергии


Вобщем случае для определения энергии следует применятьразработанную стратегию с подходящими методами и процедурами,которые используют без внесения в них изменений. Они могут бытьизменены при следующих условиях:

-имеется подтверждение того, что точность результатов измеренийбудет лучше, или, как минимум, не хуже, либо

-используемые методы или процедуры более не применимы вследствиеизменений расхода газа и/или качества газа.

Кроме того, можетоказаться необходимым изменение применяемых методов/процедурвследствие существенных изменений экономической ситуации.

Газоизмерительные системыне являются предметом рассмотрения настоящего стандарта. Однако,данные, генерируемые новыми системами или модифицированнымиустройствами, могут быть как лучшего, так и худшего качества, чемпервоначальные, что может приводить к изменениям в результатахопределения энергии.

8.2Методология определения энергии


Вотношении периодичности определения энергии необходимо, чтобыоптимальная методология определения энергии учитывала следующиефакторы:

-тенденции изменения (во времени) теплоты сгорания природного газа взависимости от ситуации с поставкой газа;

-точность измеренных данных (т.е. необработанных данных) вопределенном пункте приема-передачи природного газа.

Учет изменений качествагаза в пункте приема-передачи - ключевой фактор в обоснованииметода определения энергии и его точности, т.е. прослеживаемостиопределения теплоты сгорания для определенного пунктаприема-передачи.

Применениянесоответствующей методологии определения энергии следует избегать,так как это может нанести ущерб сторонам (или одной из сторон)контракта. Это может произойти, например, при использованиинепредставительного значения теплоты сгорания или другой физическойвеличины (например, плотности, содержания диоксида углерода) втаком пункте приема-передачи, где измеряется лишь объем газа, илипри использовании необработанных результатов измерений.

Вобщем случае, изменение качества газа зависит от ситуации споставкой газа на заданный пункт приема-передачи, т.е. необходимопроверять выполнение следующих условий:

a) только ли из одногоисточника прошел газ через следующий пункт приема-передачи (см.рисунки 12, 13 и 15) или

b) газ из более чемодного источника прошел через следующий пункт приема-передачи (см.рисунки 14 и 15).

Как правило, ситуация споставками и потреблением газа согласно рисункам 14 и 15значительно изменяет качество газа.

Изменения в суточной илимесячной усредненной теплоте сгорания за расчетный периоднеобходимо тщательно анализировать для решения о его разделении наболее короткие периоды.

Изменение качества газа втечение суток, как правило, не требует разбиения этого интервала начасовые (см. приложение В).

8.2.1 Методология дляединственного пункта приема-передачи

8.2.1.1 Общиеположения

Через пункты 1-3, какправило, проходят большие количества газа (см. рисунки 3 и 4). Дляпунктов 2 и 3 соответствующие величины теплоты сгорания могут бытьопределены непосредственно на месте (см. рисунки 6 и 7), наудалении (см. рисунок 8), и соответствующим методом присваиванияили отслеживания качества (см. 9.3.3). О методе согласования междусобой должны договариваться стороны контракта и местные власти.

Втех точках сети, где измерения теплоты сгорания и другие важныепоказатели качества природного газа не могут быть выполнены потехническим и/или экономическим причинам, как правило, проводятопределение этих величин косвенным путем (см. 9.2, 9.3.1, 9.3.2 или9.3.3).

8.2.1.2 Пунктприема-передачи 1

Для вычисления объемаприродного газа при заданных условиях применяют методику пересчетаобъема с использованием pTZ-преобразования или по плотностигаза при рабочих и стандартных условиях.

На этом пункте теплотасгорания может быть измерена в онлайн режиме (см. 6.3).

Вслучае добычи газа из одной залежи, где не ожидается изменениясостава газа в течение определенного времени, онлайн измерения дляопределения теплоты сгорания могут оказаться необязательными. Вэтом случае теплоту сгорания рассчитывают по компонентному составуприродного газа, определенного периодическим лабораторным анализомпроб (см. приложение K).

Тенденция измененияотдельных значений теплоты сгорания природного газа во времениотносительно начальной теплоты сгорания оценивается статистически.Если эти величины со временем превосходят оговоренный предел(например, 0,5%, см. рисунок K.1 приложения K), режим измерениядолжен быть изменен с офлайн на онлайн.

Применение указанногометода для определения теплоты сгорания должно учитыватьзависимость состава поставляемого газа от типа установки подготовкигаза. Определение коэффициента сжимаемости проводят по 6.4.4.

8.2.1.3 Пунктприема-передачи 2

Вычисление объемаприродного газа при заданных условиях проводят по 8.2.1.2.

Определение теплотысгорания природного газа для целей определения энергии проводятпутем измерений по 6.3 или присваиванием (см. раздел 9).

8.2.1.4 Пунктприема-передачи 3

Определение объема итеплоты сгорания для определения энергии природного газа проводятпо 8.2.1.3. Пользователь настоящего стандарта должен учитывать, чтометод и/или средства измерений для определения теплоты сгорания впункте 3 и далее могут отличаться.

8.2.1.5 Пунктприема-передачи 4

Впункте 4 измерения теплоты сгорания и других свойств газа,как правило, не проводят по техническим и/или экономическимпричинам. Для данного пункта целесообразно использовать методприсваивания (см. раздел 9).

Перед тем как природныйгаз пройдет через средство измерений, выше по потоку газа должнобыть гарантировано стабильное давление с помощью регулятора газа.Местная газораспределительная компания определяет процедурыопределения температуры и давления, используемых при определенииэнергии с учетом атмосферного давления. Вследствие низкого давлениякоэффициент сжимаемости не вычисляют и устанавливают равным 1.

Для данного пункта можетприменяться заявленная или присвоенная теплота сгорания сиспользованием теплоты сгорания, определенной выше по потоку впункте 3.

Если ожидаются лишьнезначительные изменения в качестве газа (см. рисунок В.1приложения В), рекомендуется использовать исключительно толькозаявленную теплоту сгорания для годовых периодов определенияэнергии. Заявленная теплота сгорания устанавливается местнойгазораспределительной компанией как фиксированная величина израсчета теплоты сгорания за предыдущие 12 мес. (см. рисунок В.1приложения В). В течение периода определения энергии местнаягазораспределительная компания регулярно контролирует теплотусгорания выше по потоку в пункте 3, откуда газ поступает впункт 4.

Если разница междузаявленной теплотой сгорания и теплотой сгорания, определенной вышепо потоку в пункте 3, больше, чем допустимая разность(предположим, 1%), например, если измеренная теплота сгораниясильно изменяется (см. рисунки В.2 и В.3 приложения В), этиизмеренные теплоты сгорания должны быть присвоены соответствующемупериоду определения энергии природного газа. Например, на рисункеВ.2 теплота сгорания должна быть присвоена для целей определенияэнергии природного газа в периоды времени и , и теплота сгорания - в период времени .

Для обеспеченияприемлемой точности процесса определения энергии природного газадля этих потребителей нужно делать различие между газовой сетью безподачи газа различного качества и газовой сетью с подачей газаразличного качества (открытой сетью).

8.2.1.5.1 Газовая сетьбез подачи газа различного качества

Если газы с различнымитеплотами сгорания присутствуют отдельно в различных газовых сетяхи не происходит смешения этих газов, то теплота сгорания,измеренная или определенная в пункте 3, может быть принятаза основу при определении энергии в пункте 4, как изложенониже.

Среднее значение теплотысгорания может быть вычислено либо арифметически, либо на основепочасового объемного или массового определения количества газаспособом, описанным в 10.2.

На первом этапе, в концекаждого дня или другого определенного интервала времени в пределахпериода определения энергии, количество энергии в газе, прошедшемпункт 3, вычисляют усреднением измеренных/определенныхиндивидуальных теплот сгорания (см. уравнение (6)) и умножениемданной усредненной теплоты сгорания на объем или массу газа,прошедшего через пункт 3 в течение того же временногоинтервала (см. уравнение (7)) способом, описанным ниже.

Для этого индивидуальныезначения теплоты сгорания природного газа в пределах одного часаусредняют с использованием уравнения (6) и получают "величинытеплот сгорания с почасовым усреднением".

Значения теплот сгоранияс почасовым усреднением применяют для вычисления среднесуточнойтеплоты сгорания природного газа с использованием уравнения (6) илиусреднения с учетом веса каждого члена по уравнению (8).

Затем полученнуюсреднесуточную теплоту сгорания умножают на объем или массу газа,прошедшего через пункт 3 в течение того же дня.

На втором этапе, в концепериода определения энергии, количество энергии для всех интерваловвремени следует просуммировать и разделить на сумму всехобъемов/масс газа по всем временным интервалам данного периодаопределения энергии (см. уравнение (8)).

Полученная усредненнаятеплота сгорания может быть применена для вычисления энергииприродного газа на любом пункте 4 сети (подробная информациясодержится в 8.1). Практические примеры приведены в приложенииF.

8.2.1.5.2 Газовая сеть сподачей газа различного качества

Если конечные потребителив пункте 4 снабжаются через несколько пунктов 3 газомразличного качества (переменного компонентного состава), то теплотысгорания, определенные на всех этих пунктах 3, являютсязначимыми.

Если в этих пунктахтеплота сгорания изменяется со временем, то невозможно провести ееизмерение в каждом пункте 4 вследствие экономических причин,даже если из-за местных условий (сложная топология, низкоедавление), ситуация с поставками неопределенная. В большинствеслучаев, вследствие относительно малого количества газа в этихпунктах, технические процедуры, такие как отбор проб, измерениетеплоты сгорания, воспроизведение состояния и т.д., не могут, какправило, рассматриваться как средство повышения точностиопределения энергии природного газа.

Если газы с различнымкачеством поступают в газовую сеть на нескольких пунктах 3,то теплоты сгорания на пунктах 4 вычисляют арифметическимусреднением величин теплот сгорания (см. 9.3.1) или с помощьюследующей процедуры:

-сначала для каждого пункта 3 вычисляют количество энергиидля каждого периода в соответствии с 8.2.1.5.1;

-количество энергии по всем пунктам 3 затем суммируется иделится на сумму всех объемов или масс газа на всех пунктах3 за этот период, что дает средневзвешенную теплоту сгораниядля сети за этот период;

-если ни одна из средневзвешенных теплот сгорания в любом пункте3 не отличается от средневзвешенной теплоты сгорания длясети более, чем на допустимое значение, тогда допускается принятьсредневзвешенное значение теплоты сгорания газа для сети длявычисления энергии в каждом пункте 4. Практический примерпоказан на рисунке 10.

На рисунке 10 зонагазопотребления, где проводят определение энергии, снабжается навходе в пункты 3 различными газами в количествах , и с соответствующими теплотами сгорания, и . Данные величины теплот сгорания были либоизмерены на точках входа, либо определены выше по потоку в пунктах1 или 2 и присвоены значениям в пункте 3 всоответствии с разделом 8. Затем усредненную теплоту сгоранияН для целей определения энергии в зоне газопотреблениярассчитывают по 8.2.1.6.

Рисунок 10 - Определение средневзвешенной теплоты сгорания(пример)

1 - зона газопотребления; 3-6 - пунктыприема-передачи


Рисунок 10 - Определение средневзвешенной теплоты сгорания(пример)


Для пунктов 5 и6 для целей определения энергии используют усредненнуютеплоту сгорания либо измеряют ее в данных пунктах индивидуально. Впоследнем случае процедура определения энергии для всех другихпунктов должна учитывать количества энергии, определенныеиндивидуально по измеренной теплоте сгорания в пунктах 5 и6.

Если отклонениярезультатов измерений превышают допустимые пределы, уполномоченныеорганы должны быть проинформированы о величине этих отклонений ипроведенных мероприятиях. Передача информации уполномоченныморганам не обязательна, если отклонения, например, вызванные мерамиобеспечения газоснабжения, происходят крайне редко и не превышаютодной недели.

Если процесс определенияэнергии проводят с достаточной точностью (см. 8.2.1.5), то можетбыть применен способ арифметического усреднения теплоты сгорания.Если разница между средневзвешенной теплотой сгорания в пункте3 и средневзвешенной теплотой сгорания в зонегазопотребления превышает допустимое значение вследствие сильногоизменения качества газа в пунктах 3, то внутри зоныгазопотребления могут быть предприняты дополнительные меры. Этимеры необходимы для определения представительной теплоты сгораниядля одной части системы газопроводов настолько представительно,насколько это возможно. Этого можно достичь, например, используяотбор проб с последующим анализом , и , и вычисленные или измеренные объемы отборагаза в последующих пунктах от четвертого до шестого. В данныхслучаях различные средние теплоты сгорания могут быть вычислены дляразличных частей системы определения энергии с использованиемтеплот сгорания в каждой входной точке пунктов и измеренных теплотсгорания. Подробная информация приведена в 9.2.

8.2.1.6 Пунктприема-передачи 5

Для промышленныхпотребителей (пункт 5) соответствующую теплоту сгоранияопределяет либо газотранспортная компания (выше по потоку), либоместная газораспределительная компания. Вследствие большихколичеств газа и по экономическим соображениям, соответствующуютеплоту сгорания для целей газораспределения также достаточно частоопределяют на этом пункте. В соответствии с количествами газа и егодавлением определение энергии в пункте 5 проводят так же,как в пунктах 1-4 (см. 8.2.1.5.2).

8.2.1.7 Пунктприема-передачи 6

Требования к данномупункту аналогичны требованиям к пункту 4. Подробнаяинформация приведена в 8.2.1.5.2.

8.3Проверка достоверности


Первый шаг дляопределения энергии - это проверка на достоверность переданных илизапротоколированных результатов измерений. Недостоверные результатыизмерений могут формироваться, например, при:

-неисправности средств измерений;

-внешних воздействиях, например, электромагнитных помех в линияхсвязи;

-поломке средств хранения данных и т.д.

Также необходимотщательно рассмотреть другие возможные причины получениянедостоверных данных.

Схема алгоритма,приведенного на рисунке 11, демонстрирует проведение формальнойпроверки достоверности результатов измерений. Если объемный расходравен нулю, то это необходимо проверить. Если поток присутствует, арасходомер показывает нулевое значение, то очевидно, что расходомерили связанное с ним устройство неисправно. Очевидно, что неверныеданные должны быть исключены из расчета. Для неверных илиотсутствующих данных должны быть определены подходящие замещающиевеличины (см. 12.4).

Блок "другие величины"(см. рисунок 11) обозначает свойства газа, такие как абсолютныедавление и температура, плотность или другие. Блок "предельныевеличины" обозначает процедуру проверки того, что измеренныевеличины находятся в пределах допустимых значений. Практическийпример приведен в приложении Н.

Рисунок 11 - Схема алгоритма проверки достоверности данных


Рисунок 11 - Схема алгоритма проверки достоверности данных

9Методы присваивания

9.1Фиксированное присваивание


Фиксированноеприсваивание теплоты сгорания в пределах зоны газопотребления дляпериодов определения энергии может быть, в общем случае, проведенов простых изолированных (закрытых) сетях, при соблюдении следующихусловий:

-направление газового потока между точками измерения теплотысгорания и объема постоянно;

-изменения качества газа и время транспортировки газа между точкамиизмерения теплоты сгорания и объемного расхода газа достаточно малы(см. 10.4 и рисунок В.1 приложения В) за данный период измененияэнергии. Допускается применять положения, изложенные в разделе 11,для проверки возможности достижения требуемой точности.

Допускается использованиеметодов, описанных в 9.1.1 и в 9.1.2.

9.1.1 Фиксированноеприсваивание измеренной теплоты сгорания

Теплоту сгоранияприродного газа измеряют на узле измерения теплоты сгорания. Данныепоказывают, что изменение качества газа очень мало (см. рисунок В.1приложения В). В этом случае оправдано присваивание предварительноизмеренной теплоты сгорания как фиксированной величины всемпоследующим пунктам. Присваивание величины, полученной на одномузле измерения теплоты сгорания, может быть продемонстрировано вследующем примере.

На рисунке 12 приведенединственный источник газа, теплота сгорания которого определена в точке входа вгазопровод, эксплуатируемый газотранспортной/региональнойгазораспределительной компанией, и который питает ряд пунктовприема-передачи газа. Теплота сгорания, присваиваемая по всемпунктам, является теплотой сгорания в точке входа и некорректируется для отражения различных времен прохождения газа доразличных пунктов.

Присваивание величины,полученной на не менее чем двух узлах измерения теплоты сгорания,может быть показано на следующем примере.

Рисунок 12 - Пример фиксированного присваивания для газа одногокачества: поток газа в одном направлении

1 - сеть определения энергии; 2-6 - пунктыприема-передачи , , , и соответственно

Рисунок 12 - Пример фиксированного присваивания для газа одногокачества: поток газа в одном направлении


На рисунке 13 приведенасистема, в которой газотранспортная компания имеет возможностьиспользования двух видов газа, поступающего в газопровод. Теплотысгорания каждого газа, и , определяют выше по потоку от точки входа вгазопровод. Ниже по потоку от точки входа измерения теплотысгорания не проводят.

Рисунок 13 - Пример фиксированного присваивания для двух газовопределенного качества: поток газа в одном направлении


1, 2 - клапаны; 3 - сеть определения энергии;4-9 - пункты приема-передачи , , , , и соответственно

Рисунок 13 - Пример фиксированного присваивания для двух газовопределенного качества: поток газа в одном направлении


Газотранспортная компанияпринимает решение об использовании фиксированного присваивания отодной или другой точки определения теплоты сгорания при следующихусловиях:

-постоянное газоснабжение гарантировано в любое время от одногоисточника;

-поставка газа с теплотой сгорания, отличной от и , приводящая к образованию смеси с теплотойсгорания, отличной от и , исключена (два клапана никогда неоткрывают одновременно);

-период поставки каждого из этих различных газов регистрируется;

-для целей присваивания используют теплоту сгорания либо , либо , соответствующую тому же периодугазоснабжения, для последующих пунктов.

9.1.2 Фиксированноеприсваивание заявленной теплоты сгорания

Данную теплоту сгоранияподразумевают достаточно постоянной в течение периода определенияэнергии и измеряют для контрольных целей на узле измерения теплотысгорания. Полученные данные при этом подтверждают, что изменениякачества газа очень малы (см. рисунок В.1, приложение В). Присоблюдении указанных выше условий оправданно заявляют теплотусгорания и присваивают ее всем последующим пунктам.

Например, местнаягазораспределительная компания управляет газовой сетью, снабжающейразличных (коммунально-бытовых, коммерческих, а также небольшихпромышленных) потребителей. Имеется два входных пунктаприема-передачи в газовую сеть, которая снабжается газом из единогогазопровода. Теплота сгорания газа, проходящего по газопроводу,имеет незначительные колебания, кроме периодов пикового потребленияв течение зимы, когда теплота сгорания может превышать среднеезначение на величину до 1%.

Местнаягазораспределительная компания принимает решение об использованииметода фиксированного присваивания заявленной теплоты сгорания длявсех пунктов в газовой сети на определенный период времени такимобразом, что:

-определенная теплота сгорания поставляемого потребителям газа, всреднем, равна или выше заявленной теплоты сгорания (на величину до0,1 МДж/м);

-средняя теплота сгорания поставляемого потребителям газа вычисленаусреднением для каждого дня заявленного периода;

-теплоты сгорания всех газов, входящих в сеть, определены насуточной основе;

-если для любого периода определенная теплота сгорания станет нижезаявленной величины, тогда местная газораспределительная компанияпересмотрит заявленную величину на следующий период таким образом,что в течение двух периодов определенная величина равна или вышеусредненной заявленной величины.

9.2Переменное присваивание


Качество газа в пунктеприема-передачи может значительно изменяться с течением времени,особенно в открытых газовых сетях (см. рисунок В.3, приложение В).Расхождение между фиксированным и фактическим значением теплотысгорания в конкретный период времени при этом может превыситьпределы погрешности ее определения. В этом случае требования дляфиксированного присваивания более не применимы и необходимоадаптировать метод присваивания/вычисления таким образом, чтобы онстал пригодным для этих, изменяемых со временем, условий. Выборподходящего метода присваивания изменяют в соответствии сизменениями количества газа на входных пунктах, а также сизменениями структуры потребления в последующих пунктах. Такимобразом, для переменного присваивания следует применять тщательновыбранную процедуру. Существует две различных ситуации, описанные в9.2.1 и 9.2.2.

Например, на периодопределения энергии (см. рисунок В.3 приложения В), как показано нарисунке 14, объемы газа разного качества проходят через пункты1 и 2 (входные пункты). Определенная плавающаянулевая точка может быть расположена между двумя пунктами(например, между двумя соседними пунктами или между входным пунктоми соседним пунктом). В соответствии со структурой отбора газа напунктах 4-7 газ с теплотой сгорания может поступать в пункты 4 и5, в то время как газ с теплотой сгорания может поступать в пункт 7. Смесьгазов от пунктов 1 и 2 может проходить через пункт6. Поэтому теплота сгорания может быть приписана пунктам 4 и5, а теплота сгорания может быть приписана пункту 7. Дляпункта 6 представительная теплота сгорания может быть либоизмерена в этом пункте, либо определена с учетом парциальныхколичеств на пункте 1 и на пункте 2 и теплот сгорания и с использованием усреднения пропорциональнозначениям расходов или арифметического средневзвешенного усреднения(см. 10.2.2). Нулевая точка в главном газопроводе может находитьсяна пунктах 4-7 или между ними.

Рисунок 14 - Переменное присваивание: пример для двух газов разногокачества и двунаправленных газовых потоков

ГОСТ Р 57614-2017 (ИСО 15112:2011) Газ горючий природный. Определение энергии


1, 2 - пункты определения энергии; 3 - сетьопределения энергии; 4-7 - пункты приема-передачи , , , , и соответственно

Рисунок 14 - Переменное присваивание: пример для двух газов разногокачества и двунаправленных газовых потоков

9.2.1 Ввод газа неменее чем в двух пунктах с плавающей нулевой точкой

Для периода, в течениекоторого плавающая нулевая точка имеет фиксированное положение всети, теплоты сгорания могут быть присвоены каждому пункту наоснове газовых потоков от входных до соответствующих пунктов.

9.2.2 Ввод газа неменее чем в два пункта со смешивающимися газовыми потоками

Например, в течениепериода определения энергии измерено количество на пункте 1 с теплотой сгорания и количество на пункте 2 с теплотой сгорания (см. рисунок 15). Эти две теплотысгорания всегда отличны друг от друга и могут также изменяться втечение периода определения энергии. Вследствие подобногоприсваивания теплот сгорания пунктам от 4 до 7 схемарезультирующей теплоты сгорания для каждого из этих пунктов схожа,например, с показанной на рисунке В.3 приложения В, при этом ееможно определять на пункте 4.

Рисунок 15 - Переменное присваивание: пример для двух газов разногокачества и газового потока одного направления


1, 2 - клапаны; 3 - сеть определения энергии;, , , , и - пункты приема-передачи

Рисунок 15 - Переменное присваивание: пример для двух газов разногокачества и газового потока одного направления


Если узлы измерениятеплоты сгорания и находятся далеко от пунктов -, время прохождения газа от узлов и до пунктов - должно быть дополнительно учтено, так какэто время может составлять часы или дни. Вычисления проводят поколичествам -, соответствующим давлениям и площадямсечения газопроводов, а также объемам газа, необходимого длязаполнения газопровода.

Средневзвешенные теплотысгорания необходимо вычислять в точках смешения после клапанов1 и 2 для количеств газа от до , поставленных в соответствующие пункты впериод определения энергии, принимая во внимание время прохождениягаза от узлов измерения теплот сгорания и до точки смешения.

9.3Определение представительной теплоты сгорания


Точность определенияпредставительной теплоты сгорания зависит от точности и полнотыданных, а также от топологии газовой сети. Для определения теплотысгорания в точке смешения теплоту сгорания вычисляют, используяданные о количестве и качестве газа. Для получения представительнойтеплоты сгорания учитывают время прохождения газа от входногопункта до точки смешения, а также время прохождения газа допоследующих пунктов. Для определения представительной теплотысгорания на период определения теплоты на каждом пункте, во всехслучаях, кроме случая фиксированного присваивания, могутиспользоваться методы, приведенные в 9.3.1, 9.3.2 и 9.3.3.

9.3.1 Арифметическиусредненная теплота сгорания

На входном пунктеарифметически вычисляют среднюю теплоту сгорания на периодопределения энергии путем деления суммы единичных периодическихизмерений теплоты сгорания на входном пункте на количествоизмерений теплоты сгорания (см. 10.2.1).

9.3.2 Средневзвешеннаятеплота сгорания

На входном пунктевычисляют средневзвешенную теплоту сгорания на период определенияэнергии для ее использования на последующих пунктах (см.10.2.2)

9.3.3 Отслеживаниекачества

Данный специальный методприсваивания включает определение свойств газа в любом местегазопровода или сети газопроводов с помощью сетевого моделированияили воспроизведения состояния, основываясь на свойствах газа,определенных на всех точках его подачи в газопровод(газопроводы).

Цель отслеживаниякачества газа - получение информации о качестве газа в тех местахгазопровода или сети, где не установлены средства измеренийпоказателей качества газа.

Точность определенияпредставительной теплоты сгорания зависит от точности и полнотыданных, топологии газовой сети, а также от качества математическоймодели.

9.3.3.1 Воспроизведениезначений теплот сгорания

Воспроизведение значенийтеплот сгорания (воспроизведение состояния) включает в себявычисление их в удаленном режиме по набору соответствующих давленийи расходов газа в реальном газопроводе или сети газопроводов наоснове полной топологии сети, проверенных измеренных величинскоростей потока в точках подачи и потребления газа, а такжедавлений и температур, и, возможно, дополнительных измерений вразличных точках газопровода с использованием подходящейдинамической математической модели.

Цель воспроизведениясостояния - сбор информации о реальных состояниях потоков втрубопроводе или сети. Поэтому результаты работы систем определениякачества газа на основе воспроизведения состояния могут бытьиспользованы для взаиморасчетов за газ. В этом случае работа такойсистемы отслеживания качества должна проверяться дополнительнымиконтрольными измерениями в подходящих местах газопровода. Нарисунке 16 схематически показана сеть с большим количеством пунктовприемки (пункты 5 и 6 - два примера таких пунктов).Обозначения - - измеренные теплоты сгорания газа,полученного из различных источников, соответственно, в количествах-, а и - вычисленные теплоты сгорания газа напринимающих пунктах в количествах, соответственно, и .

Рисунок 16 - Пример схемы отслеживания качества газа на основевоспроизведения состояния

1 - модель сети газопроводов; , , , , пункты приема-передачи


Рисунок 16 - Пример схемы отслеживания качества газа на основевоспроизведения состояния

9.3.3.2 Сеточноемоделирование

Всеточном моделировании также вычисляется теплота сгорания для любойточки газопровода или сети газопроводов, но вследствие того, чтоисходные данные (топология сети, теплоты сгорания, потоки, давленияи температуры) являются лишь непроверенными данными, полученными вреальном времени, или даже предполагаемыми величинами, результаты,как правило, неточны, и поэтому непригодны для целей взаиморасчетовза газ.

Во избежание путаницы,термин "сеточное моделирование" не следует использовать как синонимвыражения "воспроизведение состояния".

10Расчет количества энергии

10.1Общие уравнения для расчета энергии


Всоответствии с рисунком 2 определение энергии прошедшего газаосновано на величинах, изменяющихся во времени:

-текущий расход - q(t);

-текущая теплота сгорания - H(t).

Поток энергииe(t) вычисляют по формуле

e(t)=H(tq(t). (1)


Количество энергии, протекающее за период времени от до (например, в пределах периода определенияэнергии; см. рисунки В.1-В.3 приложения В), вычисляютинтегрированием уравнения (1) по времени от до и получают , как в уравнении