1

Актуальність розумного використання та достовірного обліку

природного газу.

Власюк Я.М. к.т.н., Мартиненко І.А. НАК "Нафтогаз України".

Природний газ за багато десятків років його використання проявив себе як

надзвичайно зручний та оптимальний енергоносій.

Саме актуальність розумного використання природного газу та

достовірність його приладового обліку є лейбмотивом наших зустрічей

(семінар-наради, які організовує НАК "Нафтогаз України").

Дрова дуб/береза м3 700/500 2 000/1 500 0,35

Вугілля в побуті,

для електростанцій

т

т

3 500

1 736

9 500

9 500

0,37

0,18

Природний газ м3 6,8 10,5 (вища) 0,64

Централізоване

теплопостачання Гкал 1 417 1 163 1,22

Електроенергія кВт·год 1,68 1 1,68

Бензин л 25 10 2,50

Зелений тариф

вітрова електр.

сонячна електр.

кВт·год

кВт·год

1

1

3,85

6,00

Україні менше поталанило ніж західноєвропейським країнам – Гольфстрім

нас менше гріє. А ціна на природний газ у нас вже співрозмірна з

європейською. Достовірність обліку природного газу в Україні має бути не

гірша європейської.

За останні 15 років в Україні похибка вимірювань об’єму природного газу,

зведеного до стандартних умов (похибка приладового обліку природного газу)

зменшилася щонайменше в три рази. Не останню роль в цьому відіграла

реалізація рекомендацій наших семінарів. Подальше відчутне зменшення

згаданої похибки можливе завдяки використанню методів, випробуваних в

передовій світовій практиці. А саме – впровадження сучасних прецизійних

лічильників, відкаліброваних на стендах в умовах, близьких до робочих – під

робочим тиском, на робочому середовищі "природний газ". На сьогодні

успішно функціонує калібрувальна установка Пасічна в м.Івано-Франківськ та

полігнон довгострокових випробувань лічильників газу в м.Дніпро, але не

завершено модернізацію установки РПДУ-41пг в м.Дніпро.

За рекомендаціями семінар-наради 2013 року (м.Судак, АР Крим) щодо

розроблення та підготовки виробництва сучасних малогабаритних побутових

2

лічильників газу з мінімізованими затратами на монтаж відгукнувся

Ямпільський приладобудівний завод (випущено більше 50-ти тисяч

електронних побутових лічильників ЕГЛ).

За рекомендаціями семінару в 2013 року (м.Яремче) не впроваджено

процедуру звірянь установок повірки промислових лічильників газу.

За рекомендаціями семінар-наради 2015 року (м.Одеса):

не розроблено механізм передачі вузлів обліку газу, встановлених за

кошти користувачів, у власність (в обслуговування) газорозподільних

підприємств (на виконання вимог Концепції створення єдиної системи обліку

природного газу, затвердженої постановою КМУ від 21.08.01 №1089);

не створено систему відомчої оцінки технічної компетентності

лабораторій в нафтогазовому комплексі, як альтернативи уповноваженню

центральним органом виконавчої влади на проведення певних вимірювань, не

пов’язаних з оцінкою відповідності; натомість, у зв’язку із змінами в

законодавстві (набрання чинності з 01.01.16 нової редакції Закону про

метрологію та метрологічну діяльність), пропонується передбачити надання

повноважень центральному органу виконавчої влади, що забезпечує

формування та реалізацію державної політики в нафтогазовому комплексі

(Міненерговугілля), уповноважувати підприємства та організації, їх

відокремлені підрозділи та фізичних осіб–підприємців на проведення певних

видів вимірювань, у тому числі вимірювань фізико-хімічних показників, які

використовуються при комерційному обліку природного газу.

Розроблено та подано на погодження Правила визначення обсягів

природного газу, які ввібрали основні положення європейських нормативів,

прийнятих в Україні протягом останніх років. Намічено завершення

розроблення Правил перевірки технічного стану вузлів обліку природного газу

в умовах експлуатації.

Зініційовано заходи з виявлення та притягнення до відповідальності

виробників та замовників лічильників газу, які піддаються несанкціонованому

втручанню.

Розпочато підготовку переходу до обліку природного газу в одиницях

енергії, проводиться аналіз оптимальної якості природного газу, якості

послуг із газопостачання та якості (смарт) газовикористання.

P.S. Чинними в Україні національними стандартами на прилади або

водогрійні котли, що працюють на газоподібному паливі, встановлюються

вимоги до допустимих діапазонів (надлишкового) тиску та концентрації

компонентів природного газу, у межах яких повинне забезпечуватись безпечне

та ефективне згоряння палива. Зокрема конструкція газових плит, які

випускаються згідно з ДСТУ 2204-93 (ГОСТ 10798-93) "Плити газові побутові.

Загальні технічні умови", повинна забезпечувати повне безпечне спалювання

природного газу (без відриву полум’я, за відсутності язиків жовтого полум’я

та без проскакування полум’я всередину пальника) при роботі за двох значень

номінального (надлишкового) тиску: 130 мм вод. ст. або 200 мм вод. ст.

3

Згідно з вимогами стандарту ДСТУ 2204-93 при випуску з виробництва

ККД пальників газових плит з номінальною тепловою потужністю понад

1,05 кВт повинен становити не менше 59 %.

Більшість плит вітчизняного виробництва потребують надлишкового

тиску перед пальником 130 мм вод. ст. Натомість закордонні плити

розраховані на роботу з тиском 200 мм вод. ст. Оскільки при меншому

надлишковому тиску швидкість витікання газу з сопла пальника зменшується,

то щоб отримати необхідну кількість газу потрібно більше часу. Тому час

закипання одного і того ж чайника на однакових плитах в Україні за тиску

130 мм вод. ст. і Італії за тиску 200 мм вод. ст. буде суттєво відрізнятися.

Випробування газовикористовуючих приладів попередньо проводять за

номінального тиску, визначаюючи їх теплову потужність, яку перевіряють з

використанням еталонного газу G20 (що відповідає природному газу, до складу

якого входить лише метан). У подальшому прилади випробують згідно з

національним стандартом України ДСТУ ГОСТ EN 437:2014 "Випробувальні

гази. Випробувальний тиск. Категорії приладів", який ідентичний до

відповідного європейського стандарту за максимальних та мінімальних

значень тиску, а також з використанням випробувальних газів G21, G22 та

G23 (які відповідають природному газу зі збільшеним вмістом азоту, важких

вуглеводнів, водню тощо).

Зокрема перевірку роботи газових плит щодо умов повного згоряння

палива (за відсутності жовтих язиків полум’я) виконують з використанням

газової суміші з 87% метану та 13% пропану.

Якщо ж на спалювання подається природний газ, який містить важкі

вуглеводні, зокрема коли у суміші вміст пропану перевищує 13%, або пальника

подавати не достаьтню кількість повітря то виникає реальна загроза, коли

утворення та накопичення продуктів неповного згоряння у вигляді шкідливих

речовин (чадного газу, вільних радикалів тощо).

При цьому підмішування до природного газу додаткової кількості

азоту(повітря) у жодному разі не може призвести до виникнення жовтих,

червоних язиків полум’я.

Проблемні питання розроблення

Правил визначення обсягів природного газу.

Осієвський В.О. к.т.н. НАК "Нафтогаз України"

Правила визначення обсягів природного газу (далі – Правила)

розробляються на виконання закону України "Про ринок природного газу" з

урахуванням вимог законів України "Про забезпечення комерційного обліку

природного газу", "Про метрологію та метрологічну діяльність", "Про технічні

регламенти та оцінку відповідності".

При розробці Правил враховуються вимоги Регламенту (ЄС) №715/2009

Європейського Парламенту та Ради від 13.07.09 щодо умов доступу до мереж

транспортування природного газу, що кількість природного газу, яка

приймається-передається відповідно до договору транспортування або

мережевого кодексу, повинна виражатися в одиницях енергії. Згідно з

вимогами Регламенту Комісії (ЄС) №703/2015 від 30.04.15 для обліку газу

4

повинні застосовуватись одиниці енергії в кВт·год на основі вищої теплоти

згоряння (GCV).

Правила розробляються на заміну Правил обліку природного газу під час

його транспортування газорозподільними мережами, постачання та

використання, затверджених наказом Мінпаливенерго від 27.12.05 №618, згідно

з вимогами п.3 статті 18 закону України "Про ринок природного газу" як

нормативно-правовий акт щодо вимог до складових частин вузла обліку

природного газу, правил експлуатації приладів обліку, порядку вимірювання

обсягів та визначення якості природного газу, який затверджується

центральним органом виконавчої влади, що забезпечує формування та

реалізацію державної політики в нафтогазовому комплексі. При цьому в тексті

Правил не передбачаються норми, які регламентують порядок взаємовідносин

між учасниками ринку природного газу, зокрема в частині приладового обліку

(оскільки ці норми регулюються Кодексами газотранспортної та

газорозподільних систем, затверджених НКРЕКП).

Правила базуються на вимогах національних стандартів, які ідентичні

гармонізованим європейським стандартам, затверджених наказом Мінеконом-

розвитку України від 13.09.16 №1512, та відповідність яким надає презумпцію

відповідності засобів вимірювальної техніки суттєвим та особливим вимогам

Технічного регламенту засобів вимірювальної техніки (затвердженого

постановою Кабінету Міністрів України від 24.02.16 №163), а також вимогам

національних стандартів, затверджених наказом Мінекономрозвитку України

від 01.09.16 №1435, відповідність яким надає презумпцію відповідності засобів

вимірювальної техніки суттєвим вимогам Технічного регламенту законодавчо

регульованих засобів вимірювальної техніки (затвердженого постановою

Кабінету Міністрів України від 13.01.16 №94).

Правила розробляються як єдиний документ, який регламентує

процедури вимірювань та вимоги до засобів вимірювань обсягів та фізико-

хімічних показників природного газу, який приймається-передається між всіма

учасниками газового ринку (від побутових споживачів, споживачів юридичних

осіб, до газодобувних підприємств, операторів розподільних систем,

газотранспортної системи та газосховищ).

При цьому слід зауважити, що у згаданих вище документах наведено

різні визначення одних і тих же термінів, а частина документів взагалі

використовується на мові оригіналу. В Україні відбувається запровадження

нещодавно прийнятих законів та нових стандартів, а також відміняється цілий

ряд чинних стандартів, які стосуються вимірювань обсягів та фізико-хімічних

показників природного газу. Відбулися суттєві зміни, пов’язані із скасуванням

державної метрологічної атестації, державних випробувань та запровадженням

оцінки відповідності законодавчо регульованих засобів вимірювальної техніки,

а також щодо калібрування еталонів, які використовуються при повірці та

калібруванні. Зокрема залишається відкритим питання щодо вимірювальних

аналітичних лабораторій визначення фізико-хімічних показників природного

газу, які у минулому атестувались у державній метрологічній системі.

5

Пропозиції щодо "Правил визначення обсягів природного газу",

що розроблюються. Черняк І.Ю., Інститут транспорту газу.

Визначення категорійності вузлів обліку газу (ВОГ) залежно від

максимальної об’ємної витрати газу за стандартних умов пропонується

виконувати з урахуванням положень Кодексів газотранспортної системи та

газорозподільних систем.

Вимоги до обладнання ВОГ в залежності від їх величини пропонується

надати з урахуванням сучасних європейських принципів та тенденцій розвитку

газовимірювань.

З огляду на те, що у науки метрології дві головні мети: забезпечення

єдності вимірювань та досягнення необхідної точності вимірювань, а також з

урахуванням прийнятих в Україні гармонізованих з європейськими стандартів,

пропонується уточнити вимоги до додаткової температурної похибки

вимірювань та заміни константами поточних виміряних значень параметрів,

якщо вони вийшли за межі метрологічних границь. Поточне виміряне значення,

якщо його можна отримати, завжди точніше значення, що вводиться у

розрахунок константою.

Для запобігання проблем, які можуть створюватись у процесі приймання-

передачі газу, пропонується усі виміряні та розраховані об’єми газу в

обчислювачах та коректорах розміщувати у основній повній базі даних, а дані

про об’єм газу за час аварійних ситуацій – у додатковій базі.

Пропонується уточнити категорії аварійних ситуацій, перелік уставок, які

необхідно контролювати, визначення, як обчислювачі та коректори повинні

виконувати розрахунок витрати та об'єму газу під час виникнення кожного з

видів аварій.

Запропонований порядок заповнення баз даних обліку природного газу в

обчислювачах та коректорах під час аварійних ситуацій, який максимально

сприятиме отриманню вимірюваних та розрахункових даних з найбільшою

точністю та вірогідністю.

Пропонується додати порядок визначення об'єму газу під час оформлення

приймання-передачі газу у разі виникнення аварійних ситуацій, для чого

визначити методику оцінювання необхідності та перерахунку об'ємів газу, що

зафіксовані під час певних видів аварійних ситуацій.

Рекомендовано вимоги до тривалості циклу вимірювань і обчислень

коректорами та вимірювальними комплексами сформувати з точки зору

підвищення точності цих процесів.

Архіви аварій та втручань мають містити не менше 1000 записів кожний.

Пропонується вимоги до вимірювань ФХП газу та періодичність занесення

їх до обчислювачів та коректорів викласти згідно з Кодексом газотранспортної

системи та чинними в Україні відповідними методиками.

Положення, які містить проект "Правил визначення обсягів природного

газу" є дуже важливими та своєчасними для забезпечення єдності вимірювань

на ВОГ незалежно від їхньої належності до суб’єкту ринку природного газу.

6

Особливості визначення коефіцієнта стисливості природного газу

для систем його обліку.

Пістун Є.П. д.т.н., Матіко Ф.Д. д.т.н., Федоришин Р.М., Крук С.Ю.*

НУ“Львівська політехніка”, *Інститут енергоаудиту та обліку енергоносіїв

Сучасні системи обліку природного газу побудовані на основі

мікропроцесорних обчислювачів витрати і кількості. Це дає можливість

реалізувати в реальному часі обчислення витрати і кількості із врахуванням

зміни фізичних властивостей газу. В найбільш поширених конфігураціях

систем обліку параметри фізичних властивостей газу обчислюють в реальному

часі на основі виміряних значень тиску і температури та на основі визначених

попередньо та введених в обчислювач значень параметрів складу.

Одним із параметрів фізичних властивостей, розрахунок якого виконується

як обчислювачами витратомірів змінного перепаду тиску, так і коректорами

лічильників газу є коефіцієнт стисливості газу. Коефіцієнт стисливості входить

безпосередньо у рівняння розрахунку витрати за методом змінного перепаду

тиску та у рівняння приведення об’єму газу, тому вплив похибки визначення

коефіцієнта стисливості на похибку вимірюваного значення витрати та об’єму

газу є значним.

У системах вимірювання витрати природного газу застосовують методи

відомих світових центрів із дослідження фізичних властивостей, що введені в

стандарти ГОСТ 30319.2-96, ДСТУ ISO 12213-2,3:2009, ISO 20765-1:2005.

Авторами розроблена спрощена методика розрахунку коефіцієнта стисливості,

в широкому діапазоні зміни тиску, що покладена в основу документу ДССДД

4-2002. Методи названих вище нормативних документів мають різні вимоги до

формування вхідних даних для виконання розрахунку, різні алгоритми

розрахунку, однак межі застосування багатьох із них є близькими. Тобто

області застосування методів мають спільні підобласті. Тому часто виникає

завдання вибору методу розрахунку коефіцієнта стисливості для окремої задачі

із переліку тих, застосування яких дозволене нормативними документами для

умов цієї задачі.

Стандартом ГОСТ 30319.2-96 для всіх чотирьох методів розрахунку

коефіцієнта стисливості визначена однакова область застосування за

діапазоном зміни тиску (0,1МПа ≤р≤12,0МПа), температури (250К≤Т≤ 340К) ,

густини газу за стандартних умов (0,66 кг/м3 ≤ с ≤ 1,05 кг/м3 ), вмісту азоту та

вуглекислого газу (0≤ха≤15 мол.%; 0≤ху≤15 мол.% ). Однак змінами №1 до

комплексу ГОСТ 30319 уточнено область застосування окремих методів та

введено обмеження їх області застосування за вищою теплотворною здатністю

природного газу. Змінами №1 визначено, що метод NX19 мод. може бути

застосований для природних газів із вищою теплотворною здатністю в межах

32 МДж/м3 ≤ Нс.в ≤ 40 МДж/м3, інші три методи – для природних газів із

теплотворною здатністю 20МДж/м3 ≤ Нс.в ≤ 48 МДж/м3. Однак навіть для

природних газів, що відповідають за теплотворною здатністю та параметрами

складу газу вказаній області застосування, відхилення розрахункових значень

коефіцієнта стисливості, отриманих за методами ГОСТ 30319.2-96, може бути

значним.

7

У новій редакції стандартів ГОСТ 30319.1-3:2015, що прийняті

Міждержавною радою зі стандартизації, метрології і сертифікації, внесено

суттєві зміни та стандартизовано методи GERG 91 мод. та AGA8 стандарту

ISO 20765-1:2005.

Наказом Державного комітету України з питань технічного регулювання

та споживчої політики від 30.12.09 №485 затверджено національні стандарти

ДСТУ ISO 12213-1, 2, 3:2009, які є ідентичними до відповідних стандартів

ISO 12213-1, 2, 3:2006. Стандарт ДСТУ ISO 12213-2:2009 містить метод

розрахунку фактора стисливості природного газу на основі рівняння стану

AGA8-92DC та даних про повний компонентний склад газу. Стандарт ДСТУ

ISO 12213-3:2009 містить метод розрахунку фактора стисливості на основі

віріального рівняння стану SGERG-88 за спрощеним набором даних про склад

газу.

Слід підкреслити, що в стандартах ДСТУ ISO 12213-2, 3:2009 викладено

методику розрахунку фактора стисливості і не розглядається розрахунок

коефіцієнта стисливості, хоча саме коефіцієнт стисливості застосовується в

розрахункових рівняннях, реалізованих в системах обліку. У методах

розрахунку обох стандартів застосовано складний ітераційний алгоритм

розрахунку. Отже, не зважаючи на те, що метод SGERG-88 призначений для

розрахунку фактора стисливості за спрощеним набором даних про склад газу,

алгоритм методу складний і вимагає для програмної реалізації значних

обчислювальних потужностей.

Для розрахунку фактора стисливості за методом SGERG-88 набір вхідних

даних може бути сформований у декількох варіантах, основний із яких містить

такі параметри: тиск та температуру газу, вищу теплоту згорання у об’ємному

базисі, відносну (до повітря) густину за станд. умов, вміст вуглекислого газу та

вміст водню. Отже набір вхідних даних для методу SGERG-88 суттєво

відрізняється від набору даних для методів з інших нормативних документів,

що діють в Україні. Для підготовки вказаного набору даних необхідно

визначити, зокрема, і теплоту згорання природного газу.

Для визначення теплоти згорання природного газу в діючих нормативних

документах, зокрема ГОСТ 30319.1-96 пропонуються розрахункові методики на

основі даних про повний компонентний склад газу та на основі спрощених

даних про його склад. Однак недоліком рівнянь, які пропонуються для

розрахунку теплоти згорання за спрощеними даними про склад газу є те, що

вони розроблені для стандартних умов Тс = 293.15 К та Рс = 101325 Па. Метод

SGERG-88 розроблений для об’ємного базису Тс = 273.15 К та Рс = 101325 Па,

тому прямо спрощені рівняння із ГОСТ 30319.1-96 не можуть бути застосовані

для підготовки його вхідних даних.

Для розрахунку теплоти згорання за даними про повний компонентний

склад газу може бути застосовано ДСТУ ISO 6976:2009. В цьому стандарті

викладена методика розрахунку теплоти згорання газу для різних умов

приведення, в тому числі для умов Тс=273.15К та Рс=101325 Па, які прийняті за

об’ємний базис для методу SGERG-88.

Отже для розрахунку теплоти згорання у об’ємному базисі методу

SGERG 88 необхідно застосувати одну із методик, які вимагають даних про

8

повний компонентний склад газу. Таким чином, втрачається перевага методу з

точки зору простоти набору його вхідних даних.

Виконаний аналіз дозволяє зробити наступні висновки:

1) Для розрахунку коефіцієнта стисливості на основі спрощеного набору

даних про склад газу в задачах обліку можуть бути застосовані методи

ГОСТ 30319.2-96 (при введенні нових стандартів ГОСТ 30319.1-3:2015 - метод

GERG-91 мод.), ДССДД 4-2002.

2) Стандарт ДСТУ ISO 12213-3:2009 має декілька суттєвих недоліків з

точки зору його застосування у системах обліку, зокрема:

- в стандарті передбачено розрахунок фактора стисливості, а не

коефіцієнта стисливості; для розрахунку фактора стисливості за рівнянням

SGERG-88 необхідно реалізувати складний ітераційний алгоритм;

- набір вхідних даних для методу SGERG-88 суттєво відрізняється від

набору даних для методів інших нормативних документів і містить вищу

теплоту згоряння газу. Для визначення теплоти згоряння газу необхідно

виконувати її вимірювання, або обчислювати на основі даних про повний

компонентний склад газу.

3) необхідно розробити нове рівняння для розрахунку фактора стисливості

природного газу для базової температури Тб = 273,15 К, на основі спрощеного

набору даних про склад газу.

Результаты проведения испытаний ультразвуковых счетчиков

газа ГУВР-011 в соответствии с требованиями директивы

MID 2014/32/EU и международных рекомендаций OIML R 137-1&2-2014.

Стеценко А.А. к.т.н. ЧАО "Энергоучет".

В условиях интеграции Украины в Европейское сообщество в значительной

мере актуальным стал вопрос об оценке соответствии средств измерительной

техники, выпускаемых отечественными производителями, требованиям

основных международных нормативных документов (директив, регламентов,

рекомендаций, стандартов). С этой целью предприятием "Энергоучет" были

проведены испытания производимых им ультразвуковых счетчиков газа ГУВР-

011 модификаций А2 и А4 на соответствие требованиям европейских и

международных нормативных документов.

Перечень нормативной документации, согласно которой проводились

исследования, приведен ниже:

- MID 2014/32/EC. Директива Европейского парламента и совета на

средства измерения.

- Рекомендация OIML R 137-1&2-2014 "International Recommendation. Gas

meters".

- ISO 17089-1:2010. "Measurement of fluid flow in closed conduits - Ultrasonic

meters for gas. Part 1: Meters for custody transfer and allocation measurement".

- Directive 97/23/EC of the European parliament and of the Council of 29 may

1997 on the approximation of the laws of the member states concerning pressure

equipment.

9

- Директива Европейского совета 94/9/ЕС "Оборудование и защитные

системы, предназначенные для применения в потенциально взрывоопасных

атмосферах" (АТЕХ).

- IEC 60079-11:2011 "Еxplosive atmospheres. equipment protection by intrinsic

safety".

- IEC 61000 "Electromagnetic compatibility" (EMC)

Отличительные черты испытаний и исследований:

1. Структура и содержание Технических условий (ТУ) на счетчики ГУВР-

011 приведены в полное соответствие с требованиями указанных

международных нормативных документов.

2. Более строгие требования к поддержанию метрологических

характеристик счетчиков в рабочих диапазонах температур, давлений.

3. Испытания счетчиков в "полевых" условиях – в условиях возмущения

потока, при работе на различных средах (т.е., в условиях, максимально

приближенных к реальным).

4. Более жесткие требования испытаний счетчиков по электромагнитной

совместимости (ЭМС).

5. Более жесткие требования по климатическим испытаниям и устойчивости

к вибрации

6. Расширенные требования к программному обеспечению.

7. Испытания на прочность высоким давлением.

8. Испытания на взрывозащищенность (АТЕХ).

9. Калибровка на воздухе с последующей поверкой на природном газе при

рабочем давлении.

Исследования соответствия характеристик (и в первую очередь -

метрологических) в различных условиях эксплуатации были проведены на

калибровочных установках, испытательных стендах и испытательном

оборудовании многих предприятий и лабораторий Украины и Европы:

Результаты испытаний:

Метрологические испытания проводились в соответствии с требованиями

международных рекомендаций и OIML R 137-1&2 в лабораторных и реальных

(полевых) условиях по следующим показателям:

- повторяемость и оценка погрешности после первого и второго монтажа,

демонтажа;

- при наличии единичного 90° изгиба перед измерительным участком

трубопровода;

- при наличии двух 900 изгибов в перпендикулярных плоскостях;

- при наличии перепадов диаметров (-3%, +3%) измерительного

трубопровода и врезной секции счетчика;

- при наличии устройства расширения;

- при наличии устройства сужения;

Результаты в виде графиков погрешностей представлены на рисунке 1.

Максимальная погрешность не превысила 0,3%.

10

Рис. 1 – Графики погрешности для различных видов испытаний.

Счетчики ГУВР-011 модификаций А2 и А4 подтвердили свои

характеристики в сертифициро-ванной европейской калибровочной

лаборатории Force Technology (Дания). Испытания были проведены на рабочей

среде "природный газ". По результатам испытаний значение погрешности не

превысило –0,22%. результаты представлены на графиках рисунков 2 и 3.

Рис. 2. График погрешностей ГУВР-011 А2.2 Рис. 3 График погрешностей ГУВР-011 А4.4

Особого внимания заслуживают испытания счетчиков ГУВР-011

модификации А2 в рамках оценки соответствия требованиям Директивы MID

2014/32/EC. Данные испытания проводились представителями РТВ (Германия).

Основные виды испытаний - подтверждение метрологических характеристик на

природном газе и высоком давлении в условиях сильного возмущения потока

местными сопротивлениями следующих конфигураций: "два колена в разных

плоскостях", "два колена в разных плоскостях с добавлением пластины,

частично перекрывающей трубопровод", при различных длинах прямых

участков и ориентациях счетчика. Испытания были проведены на установке

лаборатории RMA (Германия).

Результаты испытаний (рис. 4 - 6) подтвердили соответствие счетчика

ГУВР-011 А2.2 требованиям OIML R 137-1&2, и MID 2014/32/EC.

11

Рис. 4. Результаты испытаний ГУВР-011

А2.2 на калибровочной установке RMA

(стандарт. условия, воздух, природный газ).

Рис. 5 - Результаты испытаний ГУВР-011 А2.2

на калибровочной установке RMA (два колена

в разных плоскостях, воздух, природный газ).

Рис.6.Сравнительные результаты испытаний счетчика газа ГУВР-011 А2.2 на различных

средах и давлениях.

В ходе испытаний были определены существенные проблемы

метрологического обеспечения ультразвуковых счетчиков газа в свете

требований международных стандартов. Суть этих проблем следующая:

1. Адекватность калибровки и поверки ультразвуковых счетчиков газа на

рабочей среде "воздух" при атмосферном давлении и "природный газ" на

рабочем давлении - как правило, счётчики проходят калибровку и поверку на

поверочных стендах с использованием в качестве измеряемой среды воздуха

при давлении, близком к атмосферному, в то время как в дальнейшем они

используются для учёта природного газа под более высоким давлением.

Калибровка и поверка счётчиков газа при условиях, максимально

приближённых к рабочим условиям, т.е. на природном газе при высоком

давлении, необходима, но не всегда возможна.

2. Недостаточно развитая материальная метрологическая база - в настоящее

время существует малое количество поверочных установок, работающих на

природном газе при больших давлениях.

12

3. Не развита нормативная база, регламентирующая поверку (калибровку)

счетчиков на различных средах и давлениях - в настоящее время отсутствуют

нормативные документы, регламентирующие обязательную поверку на рабочей

среде, а также документы, определяющие критерий выбора среды и давления

для поверки ультразвуковых счетчиков газа.

В связи с этим предприятием "Энергоучет" был разработан и апробирован

во время испытаний алгоритм, позволяющий реализовать математическую

модель расчетов, максимально учитывающую динамические процессы в

измерительном потоке. Такое решение позволяет осуществлять калибровку

счетчиков на воздухе при атмосферном давлении, после чего, путем ввода в

электронный блок параметров рабочей среды, соответствующих реальным

условиям эксплуатации счетчика (параметры природного газа, диапазоны

рабочих температуры и давления), сохранить допустимые значения

погрешностей в рабочих условиях при различных средах и при различных

давлениях.

Выводы

1. Ультразвуковые счетчики газа ГУВР-011 показали хорошие стабильные

результаты во всех видах испытаний и для различных рабочих сред.

2. Несмотря на общую тенденцию к проведению калибровки (поверки)

УЗСГ при рабочих условиях, данное требование не всегда является

целесообразным. Благодаря значительному снижению стоимости калибровки и

сопутствующих транспортных расходов при периодическом обслуживании,

предлагаемый алгоритм позволяет расширить возможности использования

УЗСГ после калибровки на воздухе при учете природного газа без

дополнительной калибровки при рабочем давлении на природном газе.

3. Полученные результаты открывают перспективы дальнейших

исследований и совершенствования технологий УЗСГ с целью накопления

статистики результатов испытаний и возможности утверждения описанной

методики на нормативном уровне.

Контрольно-измерительные и газоаналитические приборы Siemens

для учета природного газа.

Васильєв П. О. ДП "Сіменс Україна", м. Київ (068) 538-23-78.

Компания Siemens AG, являющаяся крупнейшим мировым

производителем средств автоматизации, предлагает широкую гамму

контрольно-измерительных приборов для газовой промышленности. В Украине

наиболее востребованными являются следующие типы средств измерительной

техники, отличающиеся исключительной надежностью и удобством в

эксплуатации:

- интеллектуальные датчики избыточного, абсолютного и

дифференциального давления SITRANS P;

- полевые преобразователи температуры во взрывозащищенном

исполнении Sitrans T;

- ультразвуковые накладные расходомеры для учета природного газа с

одно лучевой, 2-х лучевой и 4-х лучевой технологией;

13

- новый массовый счетчик-расходомер для жидких и газообразных сред

SITRANS FC430;

- интеллектуальные электропневматические позиционеры SIPART PS 2;

- рефлекс-радарные уровнемеры SITRАNS LG, в том числе и для

измерения уровня раздела фаз;

- потоковый хроматограф SITRANS CV для измерения состава и

теплотворной способности природного газа.

В данной статье речь пойдет о газовом хроматографе SITRNS CV, который

специально разработан для использования в коммерческих узлах учета

природного газа. Полевой взрывозащищенный газовый хроматограф SITRAN

CV выполнен на базе кремниевой микромеханики. Это позволяет сделать его

компактным при одновременном увеличении аналитических возможностей и

расширении функциональности.

Хроматограф SITRANS CV является самым миниатюрным (30 см в

диаметре и 23 см в высоту) среди газовых хроматографов, выпускаемых

компанией. В прочном, взрывозащищенном корпусе хроматографа SITRANS

CV располагаются модули электроники, пневматики и аналитический тракт с

бесклапанным вводом пробы и переключением колонок. Дозирование и схема

переключения колонок управляются электронными системами регулирования

давления и не требуют дополнительного обслуживания.

Благодаря малой потребляемой мощности (18 ВА при нормальной работе,

при включении - 50 ВА, напряжение питания 24 В), взрывозащищенному

исполнению и допустимым температурам окружающей среды от -20 до +55°C,

SITRANS CV может устанавливаться непосредственно в месте отбора проб.

Основными отличительными особенностями хроматографа являются:

• стандартное измерение 11-ти компонентов природного газа всего за

100 секунд;

• версия с дополнительным измерением кислорода (время цикла измерения

12-ти компонентов составляет 150 сек);

• низкий расход газа-носителя и потребляемая мощность;

• взрывозащищенное исполнение Ex d;

• встроенный дисплей;

• не требуется подвода инструментального воздуха;

• воспроизводимость по теплоте сгорания и плотности ≤ 0,01 %;

• погрешность по теплоте сгорания и плотности ≤ 0,1 %;

• отсутствуют влияния изменений температуры окружающей среды и

давления анализируемого газа на результаты измерений;

• отсутствие движущихся частей благодаря использованию технологии

MEMS (Microelectromechanical systems - микроэлектромеханические системы) -

нет необходимости в расходных материалах.

SITRANS CV соответствует требования к процедурам измерения

компонентного состава и вычисления неопределенностей согласно ISO 6974-1 и

ISO 6974-2, а также методике измерения с использованием измерительной

схемы, изложенной в ISO 6974-5. Расчет физико-химических показателей

природного газа производится в соответствии с ISO 6976. Также хроматограф

соответствует международному стандарту OIML R140, который устанавливает

14

технические и метрологические требования по использованию измерительных

систем газообразного топлива в сфере законодательной метрологии.

Для настройки хроматографа используется интерфейс Ethernet (TCP/IP) и

прилагаемое программное обеспечение под Windows на русском языке.

Передача данных в вычислитель или систему управления производится через

интерфейс RS485/RS232 по протоколу MODBUS RTU.

Аналіз додаткової систематичної похибки вимірювання температури

потоку природного газу в системах його обліку.

Пістун Є.П. д.т.н., Матіко Ф.Д. д.т.н., Федоришин Р.М.

НУ “Львівська політехніка”.

Системи вимірювання витрати та кількості природного газу часто

працюють в температурних умовах, які приводять до виникнення додаткових

систематичних похибок обліку, зумовлених похибкою вимірювання

температури потоку газу. Авторами виконано класифікацію складових похибки

вимірювання температури потоку газу, яка дає можливість визначати наявність

тих чи інших складових похибки для конкретної системи обліку. Температурні

умови проявляють свій вплив на точність вимірювання через такі три фактори:

різниця температур потоку газу та навколишнього повітря, ефект Джоуля-

Томсона та коливання температури потоку газу. Перший фактор приводить до

виникнення таких складових похибки вимірювання температури потоку газу як

похибка, зумовлена теплообміном між гільзою термоперетворювача та стінкою

трубопроводу (ΔТТ), і похибка, зумовлена теплообміном стінки трубопроводу з

повітрям (ΔТх). Другий фактор приводить до виникнення таких складових, як

похибка, зумовлена дроселюванням газу при протіканні через пристрій

звуження потоку (ΔТдр), і похибка, зумовлена зниженням температури газу при

редукуванні тиску газу (ΔТред). Третій фактор приводить до виникнення

похибки, зумовленої інерційністю термоперетворювача при періодичній зміні

температури газу (ΔТін). У даній роботі наводяться результати аналізу похибок

ΔТТ та ΔТін.

В умовах різниці температур потоку газу та навколишнього повітря

температура зануреного кінця термоперетворювача відрізняється від

температури стінки трубопроводу і між ними відбувається теплообмін

теплопровідністю та випромінювання. При температурах газового потоку,

характерних для процесів транспортування та розподілу природного газу,

теплообмін випромінюванням має меншу інтенсивність порівняно з

теплообміном теплопровідністю. Похибка ∆TT представляє різницю між

дійсною температурою газу в місті встановлення термоперетворювача та

виміряним значенням температури газу без врахування похибки самого

термоперетворювача.

Похибка ∆TT може бути як додатною, так і від’ємною, а її значення суттєво

залежить від різниці температур газу та навколишнього повітря, витрати і тиску

(густини) газу в трубопроводі, товщини стінки гільзи термоперетворювача та

глибини занурення термоперетворювача в трубопровід. За результатами аудиту

вузлів обліку природного газу встановлено, що для систем обліку з невеликим

діаметром трубопроводу (Dв≤100 мм) при значних різницях температур

15

навколишнього повітря та потоку газу значення похибки ΔТТ може досягати -

1,5 °С в зимових умовах роботи і +3 °С в літніх умовах роботи.

Виконано аналіз експериментальних досліджень похибки ∆ТТ, які були

проведені в компанії TransCanada PipeLines Limited на установці високого

тиску з природним газом. Опис експериментальних досліджень наведено у

статті R. McBrien and J. Geerligs. Effect of low flow and extreme ambient

conditions on thermowell performance // Proc. of 8th ISFFM, June 20-22, 2012, pp.1-

9, Colorado Springs, Colorado, USA. Здійснено розрахунок похибки ∆ТТ для умов

експериментальної установки та виконано порівняння розрахункових значень із

експериментальними значеннями. У результаті порівняння встановлено, що

розрахункові значення похибки ∆TT близькі до відповідних експериментальних

значень. Максимальне відносне відхилення розрахункових значень від

експериментальних значень не перевищує 6%.

Похибку ΔТТ можна суттєво зменшити, або й усунути взагалі, за

допомогою теплоізолюючої вставки між гільзою термоперетворювача та

стінкою трубопроводу, а також встановивши теплоізоляцію на вимірювальній

ділянці трубопроводу, що приведе до зменшення різниці температур

термоперетворювача та стінки трубопроводу.

Похибка, зумовлена інерційністю термоперетворювача при періодичній

зміні температури газу ΔТін, виникає, коли на вимірювальній ділянці

трубопроводу відбувається періодична зміна температури або витрати газу в

умовах наявності різниці температур потоку газу та навколишнього повітря.

Такі коливання температури газу зустрічаються на АГРС після нагрівача газу,

який працює за позиційним законом регулювання температури, після

регулятора тиску газу в перехідних режимах його роботи, а також в системах

обліку, встановлених на теплогенеруючих об’єктах (котельні, ТЕЦ, ТЕС), де

коливання витрати газу спричинене технологічними режимами роботи газового

обладнання.

За рахунок інерційності термоперетворювача, при наявності коливань

температури газу, поточне виміряне значення температури газу відрізняється

від дійсної температури газу в трубопроводі. Величина динамічної похибки ∆Тін

залежить від швидкості зміни температури газу, інерційності

термоперетворювача, товщини стінки гільзи термоперетворювача та параметрів

газу (тиск, температура, витрата). Досвід авторів у проведенні аудиту вузлів

обліку природного газу показав, що миттєве значення похибки ∆Тін може

досягати ±2 °С.

Для системи обліку природного газу, встановленої в приміщенні котельні,

коли витрата газу в трубопроводі рівна нулю, температура газу в рівноважному

стані дорівнює температурі навколишнього повітря в котельні. Вмикання

водогрійного котла (чи іншого обладнання, що споживає газ) приводить до

раптового зростання витрати газу до деякого номінального значення. При

цьому температура потоку газу, який поступає знадвору, поступово змінюється

і досягає певного усталеного значення після завершення перехідного процесу.

Під час динамічної зміни температури потоку газу виміряне значення

термоперетворювачем буде дещо відрізнятися від дійсної температури

внаслідок інерційності. Різниця між виміряним значенням температури та

16

дійсною температурою потоку в перехідних режимах представляє похибку,

зумовлену інерційністю термоперетворювача (ΔTін). Наявність похибки (ΔTін)

приводить до виникнення відповідних похибок вимірювання витрати (ΔFін) та

об’єму (ΔVін) газу.

Вимикання водогрійного котла приводить до раптового припинення

використання газу і температура газу в трубопроводі поступово наближається

до температури навколишнього повітря в котельні. При цьому виміряне

значення температури газу буде відставати від дійсної температури газу

внаслідок інерційності термоперетворювача і знову буде мати місце похибка

(ΔTін), але уже з протилежним знаком. Проте похибки ΔFін та ΔVін тут будуть

відсутні, оскільки після припинення використання газу витрата газу через

систему обліку буде рівною нулю. Отже, інерційність термоперетворювача

буде впливати на точність вимірювання витрати та об’єму газу лише під час

вмикання подачі газу.

На основі виконаного моделювання встановлено, що в умовах, коли

температура потоку газу є нижчою за температуру навколишнього повітря в

котельні (Тгаз<Тпов), похибка вимірювання об’єму газу, внаслідок інерційності

термоперетворювача (ΔVін), є від’ємною. Величина похибки, крім показника

теплової інерції термоперетворювача (сталої часу), витрати газу, різниці

температур потоку газу та навколишнього повітря, залежить також і від періоду

(частоти) імпульсів витрати газу. Для вузла обліку природного газу з

абсолютним тиском газу 380 кПа, витратою, приведеною до стандартних умов,

110 м3/год та тривалістю імпульсів витрати газу і пауз між імпульсами 10 хв,

інерційність термоперетворювача при імпульсних режимах потоку може

приводити до недообліку 6 м3 газу за добу.

Зменшити похибку ΔТін можна шляхом застосування таких заходів:

встановлення низькоінерційних термоперетворювачів безпосередньо в потік

газу; встановлення вузлів обліку газу в умовах, коли температура потоку газу

рівна температурі навколишнього повітря; налагодження неперервного режиму

протікання газу через вузол обліку, якщо це можливо для технологічного

процесу, на який поступає природний газ.

Прилади обліку природного газу. Види зв’язку та протоколи обміну.

Реалізація та перспектива. Обчислення обсягів газу в одиницях енергії.

Способи реалізації.

Данильченко А.П., Інститут транспорту газу.

У першій частині доповіді наведено інформацію щодо існуючих видів

зв’язку та протоколів обміну з приладами обліку природного газу, а також

перспективи впровадження нових, сучасних видів зв’язку та уніфікованих

протоколів обміну.

На цей час в ПАТ "УКРТРАНСГАЗ" основним видом зв’язку є телефонний

зв'язок через GSM-модеми за протоколом CSD. Даний тип зв’язку має багато

недоліків, основні з яких – великий час з’єднання та відносно мала швидкість

обміну даними.

Для реалізації регламенту опитування великої кількості обчислювачів та

коректорів, які експлуатуються у ПАТ "УКРТРАНСГАЗ" не рідше одного разу

17

на годину, а для особо важливих вузлів обліку газу – не рідше 15 хв, необхідно

переходити на більш сучасні види зв’язку. У даному випадку найкращим видом

зв’язку є корпоративна мережа Ethernet за протоколом ТСР/ІР з використанням

перетворювачів СОМ/ТСР, але не всюди можливо її провести. В такому разі

необхідно використовувати зв'язок за допомогою GSM/GPRS/3G-модемів за

протоколом GPRS.

У зв’язку з тим, що обчислювачі та коректори різних виробників мають

свої спеціалізовані протоколи обміну інформацією з верхнім рівнем, виникають

певні труднощі з приведенням газовимірювальних даних до єдиного виду. Для

рішення цієї задачі Інститутом транспорту газу розроблено та впроваджено

програмний комплекс Ask 1.0, який має змогу опитувати різні прилади та

надавати інформацію в єдиному вигляді. ПК Ask 1.0 проводить опитування

обчислювачів та коректорів по встановленому розкладу, використовуючи різні

види зв’язку, такі як пряме з’єднання, комутовані телефонні лінії (у тому числі і

з використанням GSM-модемів) та ТСР/ІР (через мережу Ethernet та з

використанням GSM/GPRS/3G-модемів).

Для перетворення спеціалізованих протоколів обміну обчислювачів та

коректорів також може бути використаний комунікаційний контролер. Він

повинен мати в своїй пам’яті спеціалізовані протоколи обміну для опитування

різних типів обчислювачів та коректорів, на верхній рівень інформація

передаватиметься через центральний сервер за стандартизованим протоколом.

Таке рішення зручно використовувати при ініціативному передаванні

газовимірювальних даних на верхній рівень від розрізнених користувачів, які

використовують ці дані тільки для розрахунків за спожиті енергоносії. При

цьому у разі збоїв центрального серверу чи бази даних не виникне аварійної

ситуації. Для газотранспортної організації, яка використовує газовимірювальні

дані не тільки для розрахунків, а в першу чергу для забезпечення стабільного

постачання та транзиту природного газу, наявність цих даних без перебоїв і з

найменшою періодичністю життєво необхідна для своєчасного та оптимального

регулювання потоків газу газотранспортною системою України.

У другій частині доповіді наведено інформацію щодо обчислення обсягів

газу в одиницях енергії та розрахунку об’ємів газу зведених до різних

стандартних умов.

В умовах сучасного ринку енергоносіїв необхідно переходити на

розрахунки за природний газ не в об’ємних одиницях, а в одиницях енергії.

На цей час обчислювачі та коректори об’єму газу, що встановлені на

вузлах обліку газу, не мають змоги розраховувати обсяги газу в одиницях

енергії. Тому перерахунок об’єму газу в одиниці енергії необхідно проводити

після отримання результатів вимірювання в об’ємних одиницях шляхом

множення об’єму на відповідну теплоту згоряння.

Таким засобом перерахунку може служити Ask 1.0, який має змогу

використовувати в розрахунках погодинні значення об’єму.

Для надання існуючим обчислювачам та коректорам функції обліку газу в

одиницях енергії виробникам необхідно доопрацювати внутрішнє програмне

забезпечення та перепрограмувати прилади. Однак остаточне рішення про

18

перепрограмування існуючих обчислювачів та коректорів необхідно приймати

за умови вирішення можливості сертифікації таких змін.

Нові розробки виробників повинні включати функцію обліку газу в

одиницях енергії за замовченням.

В Україні на цей час діють два нормативних документа по визначенню

стандартних умов природного газу, це ГОСТ 2939-63, в якому стандартні умови

20 С та 0,101325 МПа, та ДСТУ ISO 13433:2015, в якому стандартні умови 15 С

та 0,101325 МПа, також в Європі та в Україні прийняті так звані "нормальні

умови" - 0 °С та 0,101325 МПа.

Також на цей час в Україні діють два нормативних документа по

обчисленню коефіцієнту стисливості природного газу, це ГОСТ 30319.(0-3)-96,

в якому коефіцієнт стисливості розраховується при стандартних умовах 20 °С

та 0,101325 МПа, а також ДСТУ ISO 12213-(1-3):2009, в якому фактор

стисливості розраховується при нормальних умовах 0°С та 0,101325 МПа.

При розрахунках між постачальником та споживачем бажано мати

однакові стандартні умови зведення об’єму газу, прийняті у обох сторін.

У зв’язку з вищевикладеним необхідно надати обчислювачам та

коректорам змогу налаштування розрахунку за різними стандартними умовами,

наприклад, за допомогою перерахунку до інших стандартних умов з

використанням коефіцієнтів перетворення між стандартними умовами,

наведеними у додатку А ДСТУ ISO 13433:2015.

Практичний досвід введення в комерційну експлуатацію

лічильників газу підвищеної точності.

Щупак І.В. к.т.н., ПАТ "Укргазвидобування",

Рак А.М. ДП "Укрметртестстандарт",

На сьогодні в Україні для вирішення задач з вимірювання витрати та

кількості природного газу в складі існуючих вузлів обліку природного газу, що

застосовуються в законодавчо-регульованій сфері, є приладовий облік, що

переважно базується на застосуванні лічильників та витратомірів різних класів,

заснованих на різних фізичних принципах.

Найбільш поширеними класами лічильників, що придатні для виконання

вимірювань на вузлах обліку ІІІ – V категорій, є об’ємні (роторні), швидкісні

(турбінні) та ультразвукові лічильники газу, кожному з яких притаманні окремі

переваги та недоліки.

На відміну від об’ємних та швидкісних класів лічильників, що

застосовувалися протягом останніх, не менш як 70 років, лічильники

ультразвукового класу є відносно новими засобами обліку вимірювальної

техніки, які почали з’являтися на вітчизняному метрологічному ринку лише в

останні 20 років.

Відтак, на сьогодні відчувається відсутність практичного досвіду

експлуатації таких приладів обліку, що часто призводить до отримання хибних

та неточних результатів вимірювання та заважає повній реалізації потенціалу

ультразвукових лічильників об’єму газу.

Серед переваг сучасних ультразвукових лічильників в першу чергу варто

відмітити конструктивні (повнопрохідна вимірювальна секція і, як наслідок,

19

мінімальне серед вищезгаданих класів падіння тиску) та експлуатаційні

(низька чутливість до забруднення вимірюваного середовища, широкий

динамічний діапазон).

З врахуванням високих метрологічних характеристик (за умов правильного

застосування можливе досягнення похибки обліку на рівні 0,5%), їх високої

стабільності в часі (в конструкції відсутні будь-які рухомі механічні елементи)

та широких інформаційних можливостей (вбудовані інструменти

самодіагностики та сигналізації аварійного стану, що убезпечує від

недостовірного обліку) переваги застосування саме лічильників

ультразвукового класу є очевидними.

Разом з тим ультразвуковому методу вимірювання притаманні і недоліки,

основними та найбільш вагомими серед яких є значний вплив гідродинамічних

характеристик потоку на величину похибки, їх висока вартість та необхідність

калібрування в умовах, близьких до умов застосування.

На сьогодні всі промислові лічильники газу, які використовують в Україні,

мають клас точності 1.0, тобто максимально допустима похибка (далі – МДП)

вимірювання об’єму газу, виражена у відносних одиницях, діапазоні витрат від

максимальної до перехідної не перевищує ± 1,0 %, а в діапазоні від перехідної

до мінімальної складає ± 2,0%. Разом з тим, якщо для лічильників роторного

класу це забезпечується виконанням вимог до встановлення, регламентованих

виробником, то лічильники швидкісного класу за тиску вимірювального

середовища, що перевищує 4 бар, потребують калібрування на робочому

середовищі за передбаченого робочого тиску. В свою чергу, це потребує

відповідного метрологічного устаткування, яке на сьогодні в Україні відсутнє.

Чинні в Україні нормативні документи, зокрема закон України "Про

метрологію та метрологічну діяльність" (далі – Закон) та Технічний регламент

Засобів вимірювальної техніки, допускають до надання на ринку для вирішення

завдань з вимірювання засобів вимірювальної техніки, що мають якісно вищі

метрологічні характеристики, зокрема вимоги до лічильників класу точності 0,5

викладені в міжнародному стандарті OIML R 137-1 & 2:2012 "Gas meters. Part 1:

Metrological and technical requirements. Part 2: Metrological controls and

performance tests", який імплементований в Україні зі ступенем відповідності

IDT.

Для таких лічильників МДП вимірювань об’єму газу за нормованих

робочих умов в діапазоні від максимальної до перехідної витрати становить ±

0,5%, а в діапазоні від перехідної до мінімальної складає 1,0%, що суттєво

підвищує вимоги до таких засобів вимірювальної техніки, але разом з тим

призводить до значної економії, що досягається шляхом більш точного та

достовірного обліку.

На сьогодні одним з типів лічильників з класом точності 0.5, що

допускаються до застосування в Україні, є ультразвукові лічильники-

витратоміри FLOWSIC600 виробника SICK AG, що були занесені до

Державного реєстру засобів вимірювальної техніки в 2015 році та на сьогодні

вже проходять процедуру оцінки відповідності вимогам Технічного

регламенту.

20

Разом з тим для забезпечення класу точності 0.5 для лічильників

FLOWSIC600 необхідно виконання ряду суттєвих вимог, а саме:

наявність перед лічильником струменевипрямляча, ліцензованого PТВ;

калібрування лічильників на реальному робочому середовища за тиску

близького до робочого, в комплекті з прямими ділянками до і після лічильника

чітко визначеної конфігурації, а також його подальше застосування при

незмінній конфігурації прямих ділянок та орієнтації приладу;

застосування поліноміальної корекції кривої похибки лічильника згідно

рекомендацій, визначених виробником;

незначне звуження динамічного діапазону вимірювання об’ємної

витрати відносно вказаного паспортного.

З метою підвищення точності обліку на одному з пунктів вимірювання

витрати газу ПАТ "Укргазвидобування" було ініційовано проведення

необхідного комплекс робіт, що спрямований на впровадження наявних

лічильників FLOWSIC600 для комерційного обліку з класом точності 0,5.

Для досягнення поставленої задачі було проведено доукомплектування

двох наявних лічильників газу FLOWSIC600 DN300 прямолінійними ділянками

та струменевипрямлячами, що регламентовані до застосування виробником.

Калібрування лічильників з виконанням вищеперерахованих вимог було

здійснено на обладнанні лабораторії FORCE (Данія) за тиску 4,0 МПа та з

використанням природного газу в якості робочого середовища.

Після чого було проведено повірку лічильників в Україні з використанням

в якості робочого середовища повітря за атмосферного тиску, що не суперечить

вимогам документації виробника та допускається методикою повірки для цих

лічильників, які було введено в експлуатацію до набуття чинності Законом.

На основі протоколів калібрування та свідоцтва про повірку законодавчо-

регульованого засобу вимірювальної техніки ПАТ "Укргазвидобування" планує

найближчим часом впровадити вимірювальну систему обліку (вузла обліку)

природного газу в складі з ультразвуковим лічильником класу точності 0,5 в

діапазоні об’ємної витрати від 65 до 6500 м³/год за робочого тиску від 2,0 до 6,0

МПа для торгівельно-комерційних операцій в законодавчо-регульованій сфері.

Впровадження високоточних приладів та засобів обліку витрати та

кількості газу, безперечно, є однією з необхідних на сьогодні передумов для

мінімізації фінансових витрат підприємства, а впровадження подібного

позитивного досвіду може стати необхідним кроком на шляху до енергетичної

незалежності України та побудови енергоефективної економіки в усіх галузях

народного господарства.

SICK AG 15 років на ринку України.

Німецька компанія SICK AG відома своєю продукцією в Україні вже

понад 15 років. ЇЇ ультразвукові лічильники газу FLOWSIC600 експлуатуються

на понад 400 вузлах обліку. При цьому 100% встановленого на вузли обліку

обладнання є справним та придатним до роботи. Це стало можливим завдяки

філософії відкритості до наших клієнтів, забезпеченню інформаційною і

21

технічною підтримкою, навчанню персоналу замовника та якісному сервісному

обслуговуванню лічильників.

Усі контрольні перевірки лічильників FLOWSIC600 та діагностика їх

технічного стану впродовж останніх років підтверджують їх унікальну

експлуатаційну надійність та довготривалу стабільність.

Для того, щоб наші замовники могли проводити вимірювання об’єму газу

на якісно іншому рівні та з вищим класом точності в 2014-15 роках SICK AG

підтвердив для FLOWSIC600 сертифікат відповідності вимогам OIML R137

Class 0,5. Завдяки цьому в Україні вже реалізовано кілька проектів вузлів

обліку газу з класом точності 0,5 на базі УЗЛГ FLOWSIC600. Наразі ці вузли

обліку проходять стадію оцінки відповідності згідно з затвердженим в Україні

технічним регламентом.

Новий ультразвуковий лічильник газу

FLOWSIC600-XT.

Цей представник наступного покоління

успішної серії FLOWSIC600 виступає як

самостійний вимірювальний пристрій, так і

системне рішення. У виконанні з 4-ма, 4+1,

4+4 і 8-ма вимірювальними променями

FLOWSIC600-ХТ може застосовуватися для

вирішення різноманітних задач з

високоточного та надійного вимірювання

об’єму газу.

Новий FLOWSIC600-ХТ уже відповідає

вимогам OIML Class 0,5 та AGA9.

Цей лічильник не лише вдало замінить свого попередника FLOWSIC600,

але й значно розширить можливості ультразвукових вимірювань. На

лічильниках серії ХТ впроваджено підсистему автоматичної корекції наслідків

впливу робочого тиску та температури газу. Кожен лічильник оснащений

власним давачем тиску та температури, що використовуються для визначення

числа Рейнольдса та коефіцієнту геометричної деформації корпусу. При

проведенні калібрування, повірки чи зміні робочих умов – не потрібно вносити

зміни в параметри лічильника. Змінено та удосконалено алгоритми внутрішніх

обчислень в лічильниках, завдяки чому 8-ми променевий лічильник здатен

працювати в умовах відсутності прямих ділянок та справлятися з проблемою

нестабільних, високотурбулентних потоків газу без додаткової механічної

підготовки потоку.

Версії з 4-ма та 4+1 променями для стабільної роботи все ще потребують

наявних прямих дільниць.

Для покращення інтелектуальної діагностики підсистем лічильника

виробником розроблена нова функція i-diagnostics™. Внесені зміни і в систему

живлення лічильника, нова функція PowerIn Technology™ забезпечує

трьохтижневу автономну роботу приладу за відсутності зовнішнього живлення.

І що важливо, вартість нового лічильника FLOWSIC600-ХТ не перевищує

вартості попереднього FLOWSIC600. Впродовж наступних років SICK AG

пропонує своїм замовникам поступово перейти на використання лічильників

22

FLOWSIC 600-XT. В той же час SICK забезпечує гарантовану технічну

підтримку попередньої версії FLOWSIC600 протягом наступних 10 років.

Ультразвуковий лічильник газу

для комерційного обліку в газорозподільних мережах

низького тиску FLOWSIC500

Кілька років тому SICK поставив перед своїми

інженерами-розробниками непросте завдання – створити

іноваційний ультразвуковий лічильник газу, який не

потребує прямих ділянок газопроводу, може

монтуватися і працювати у будь-яких площинах, мати

мізерне використання струму, володіти високим класом

точності та надійності в роботі.

Як кажуть: FLOWSIC500 CIS до ваших послуг, Панове!

монтаж без прямих дільниць трубопроводу;

габарити корпусу лічильника підібрані так,

щоби без додаткових затрат змонтувати його на місце

попереднього турбінного, чи роторного лічильника;

5 років автономної роботи від інтегрованої

батареї;

внутрішня система підготовки потоку газу з допомогою випрямлячів,

кондиціонерів та формувачів потоку;

інтелектуальна система самодіагностики та функціонального

контролю;

захист від перевантажень;

широкий діапазон витрат 1:160 / 1:250

низькі експлуатаційні витрати;

вбудований коректор;

гарантована можливість повірки на атмосферному тиску;

клас точності – 1,0;

доступні типорозміри DN50-DN150

покриває витрати від 1 до 1000 м3/год.

Офіційний представник SICK AG в Україні ТОВ “Газоаналітичні

Системи” дякує своїм Замовникам і Партнерам за багаторічну

співпрацю та довіру до продукції SICK. З повагою Ігор Шиндак

(067)3422710.

iSMART – лічильник газу APATOR METRIX S.A., metrix@apator.com.

Компанія Apator Metrix S.A. (Польща) – провідний оператор ринку

газового обладнання. Фiрма Apator Metrix S.A. пишається тим, що всі технічні

рішення, які впроваджені в лічильниках газу ( з побутового лічильника G1,6 до

промислового G25), є результатом розробок iнженерiв компаніі, а в

конструкціях лічильников використани власні рішення, захищені

23

міжнародними патентами. З гордістю представляємо нашу новинку –

лічильники газу iSmart.

Гібридне рішення. HybridSmart та iSmart – це продукти типу "два в

одному" для обліку газу, що пройшов через лічильник. Ці механічні відлікові

пристрої забезпечують точність вимірювань навіть у разі відсутності живлення.

Електронний модуль розширює їх можливості функціями інтелектуальних

лічильників газу.

Спектр продуктів. iSmart сумісні з широким спектром лічильників газу

типорозміру UG (G1,6 – G16) з міжосьовою відстанню 100–280 мм.

Відсікаючий клапан нульового перепаду тиску. Продукти можуть мати

вбудований всередині відсікаючий кульовий клапан. Кінцевий мікроперемикач

відображає позицію клапана (відкритий/закритий) і гарантує безпеку його

роботи. Клапан запроектований для вимірювальних одиниць серії UG1,2 л,

UG2,2 л, UG5,6 л.

Комунікація. Конструкція лічильників iSmart дозволяє використовувати

можливості мобільних мереж мобільних технологій EDGE, GPRS. ІЧ-

настроюваний режим передачі даних на центральний сервер – від 1 години до

31 діб. 10 років роботи від вбудованої літієвої батареї: контроль напруги

батареї, облік часу роботи від батареї, інформація щодо справності батареї в

кожному повідомленні.

Модифікація лічильників газу дозволяє віддалено відключати абонента від

газу за допомогою вбудованого клапана через WEB інтерфейс.

Визначення "саботажу". При піднесенні до лічильного пристрою магніту з

метою блокування, облік часу його роботи здійснюється в режимі "саботаж".

Механічне або електронне коригування за температурою. За бажанням

клієнта лічильники газу можуть бути оснащені механічною або електронною

термокомпенсацією.

iSmart – це новітні продукти Apator Metrix, призначені для

інтелектуального обліку газу. У них кращі функції механічного лічильника

поєднано з різними рішеннями інтелігентного обліку газу, в тому числі

відсікаючим клапаном, термокомпенсацією та комунікацією по радіоканалу чи

GPRS.

iSmart створені на базі досвіду виробництва сотень тисяч інтелектуальних

лічильників газу, які за останні кілька років були продані в країнах ЄС та

усього світу.

В Україні віддаленим управлінням лічильниками займається фірма "АСЕР"

(м. Одеса).

24

Українці масово встановлюють лічильники газу

вітчизняного виробництва. ПАТ "ЯПЗ"

Лічильники газу ЕГЛ виробництва ПАТ "Ямпільський приладобудівний

завод" не мають аналогів серед побутових приладів обліку. Особливою

перевагою лічильники відзначають через сучасний дизайн та малогабаритність,

що дозволяє дуже вдало вписуватись у різноманітні дизайнерські рішення на вже

обладнаних кухнях. Дуже часто відзначається як споживачами, так і

монтажниками простота та оперативність монтажу, який проводиться без

використання зварювальних робіт.

Лічильники мають високий рівень захисту від несанкціонованого впливу

недобросовісних споживачів: 1) енергонезалежна пам’ять, з якої контролер може

зчитати всі події (дія магнітом, спроба злому програмного забезпечення, розряд

елемента живлення…), які відбувались з лічильником на протязі всього терміну

експлуатації, 2) реалізована технологія дистанційної передачі даних за

допомогою GSM технології на сервер газового господарства, за допомогою якої

можна контролювати стан лічильника дистанційно, 3) 3-х ступеневий захист від

впливу магнітами (зокрема "неодимовими") .

Лічильники ЕГЛ мають розширений динамічний діапазон вимірювань 1/250

(Qmin 0,016 м3/год, Qstart 0,005 м3/год). Цифрова корекція показів по температурі,

дозволяє отримати більш точний облік використаного газу. Лічильники з

корекцією показів по температурі вимірюють об’єм газу, приведений до

стандартної температури 20˚С.

Про високу надійність роботи лічильників ЕГЛ свідчать експлуатаційні

випробування, які проводились з 2005р. по різних облгазах України. Умовою

виробника було встановлення фільтра-відстійника ФВГП. Один раз на рік

лічильники знімалися на позачергову повірку. Протягом випробувань всі

лічильники зберігають метрологічні характеристики в межах допустимої

похибки. Про це свідчать акти та протоколи випробувань самих регіональних

метрологічних служб та лабораторій. Результати випробувань:

ПАТ "Хмельницькгаз"

25

ПАТ "Рівнегаз"

ПАТ "Миколаївгаз"

ПАТ "Житомиргаз"

На сьогоднішній день дуже актуальним є питання заміни лічильників РЛ, які

відслужили свій термін експлуатації.

ПАТ “ЯПЗ” пропонує замінювати такі прилади на лічильники ЕГЛ. Перевага

полягає в тому, що:

1. Лічильники відповідають технічному регламенту

2. Монтаж лічильників проводиться без зварювальних робіт, що має дуже

суттєве значення у вже обладнаних кухнях без пошкодження меблів. Мінімальні

затрати на монтажні роботи.

3. Всі лічильники оснащені високоефективними фільтрами-відстійниками

ФВГП та ФГРЛ для очищення газу від сторонніх домішок. Фільтр має три

ступені захисту: фільтрування, відцентровий та відстійник. Це дає змогу

зберігати стабільні метрологічні характеристики лічильників протягом всього

терміну служби та захищати газовикористовуюче обладнання від забруднень.

26

3. Конструкція лічильників вдосконалена з підвищенням порогу чутливості

та додатковим захистом підшипників від забруднень.

ФВГП:

Мікроелектрогенератор.

Кротевіч В.В., НТУУ "КПІ ім. Ігоря Сікорского".

У проекті нових “Правил обліку природного газу під час його

транспортування газорозподільчими мережами, постачання та використання”

вимоги до такту вимірювання визначаються в залежності від умов

вимірювання, технічних характеристик обчислювачів, виходячи із автономного

живлення, та методу, що покладено в основу побудови засобу вимірювання.

В той же час, проведені дослідження вказують, що підвищення частоти

опитування вимірювальних перетворювачів витрати значно покращує точність

визначення об’єму та об’ємної витрати природного газу. Стримуючим

фактором є обмежені можливості автономного живлення приладів і систем

реєстрації, обробки і передачі інформації засобів вимірювання.

Відомими способами забезпечення електричним живленням об'єктів, які не

мають підключення до електричних мереж, є використання відновлюваних

джерел енергії, зокрема сонячного випромінювання та вітру. Але в Україні

тільки деякі райони мають певною мірою стабільні кліматичні умови для

використання сонячних електростанцій або вітрогенераторів в якості основного

джерела електроживлення. До того ж їх застосування пов’язано із певними

технічними та експлуатаційними обмеженнями.

Для розв’язання питання безперебійного автономного електроживлення

технічних систем у нафтогазовій галузі ТОВ "ДП Укргазтех" розроблено

автономний електромеханічний пристрій живлення із номінальними вихідною

напругою 12 В і струмом до 100 мА, який ґрунтується на турбогенераторному

принципі отримання енергії від плинного газового потоку.

Нині завдяки такому мікроелекторогенератору на газорозподільчому

пункті “Обухів” забезпечено роботу: коректора газу із частотою опитування

засобу вимірювання 1с, давача тиску у системі контролю тиску, аварійної

сигналізації несанкціонованого доступу до приміщення. Окрім того, з частотою

в 1 годину забезпечено передачу інформації по GPRS модему за ініціативою з

низу. Система працює з великим ступенем надійності в автономному режимі.

27

Наявність запропонованого генератора дозволяє, на наше переконання,

прийняти єдине за розмірами значення такту вимірювання для усіх вузлів

обліку об’єму та об’ємної витрати природного газу.

Щодо обліку по будинкових вузлах обліку використаного природного газу.

Лях Д.А., Панов С.І., Пінчук Л.М. ПАТ "Київгаз"

До "Тимчасового положення про порядок проведення розрахунків за

надання населенню послуг з газопостачання в умовах використання загально

будинкового вузла обліку", затвердженого постановою Кабінету Міністрів

України №620 від 16.05.2002 року, внесено зміни постановою Кабінету

Міністрів України №46 від 27.01.2016 року,

Тимчасове положення визначає порядок проведення розрахунків між

постачальниками, операторами газорозподільних систем та споживачами

природного газу у разі використання загальнобудинкових вузлів обліку

природного газу, які складаються, зокрема, з лічильника природного газу та

засобу дистанційної передачі даних (далі - будинковий вузол обліку) на

будинок (групу будинків). Зазначені будинкові вузли обліку встановлюються на

ввідних газопроводах на будинки, групу будинків. Вимоги до облаштування та

експлуатації будинкового вузла обліку встановлюються Правилами обліку

природного газу під час його транспортування газорозподільними мережами,

постачання та використання, затвердженими наказом Мінпаливенерго від 27

грудня 2005 р. № 618, та Кодексом газорозподільних систем, затвердженим

постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах

енергетики та комунальних послуг, від 30 вересня 2015 р. № 2494.

На виконання Закону України "Про забезпечення комерційного обліку

природнього газу" ПАТ "Київгаз" застосовує практику встановлення

будинкових вузлів обліку газу. В м. Києві станом на 01 лютого 2017 року 1051

будинків обладнані будинковими вузлами обліку газу та проводяться

розрахунки згідно показників ВОГ, з них:

- 143 лічильники газу з типорозміром G-10;

- 372 вузлів обліку з лічильники з типорозміром G-40 та коректором

об’єму газу ВЕГА-2.01;

- 243 лічильники газу з типорозміром G-40;

- 1 вузлів обліку з лічильники з типорозміром G-16 та коректором об’єму

газу ВЕГА-2.01;

- 141 лічильники газу з типорозміром G-16;

- 143 лічильники газу з типорозміром G-25;

- 6 лічильники газу з типорозміром G-65;

- 2 лічильники газу з типорозміром G-6.

В подальшому будинковими вузлами обліку газу будуть оснащені всі

багатоквартирні будинки м. Києва, які обладнані газовими плитами за

наявності централізованого гарячого водопостачання. Зазначаємо, що кількість

таких будинків в місті становить 5 787.

Під час обліку використаного газу із застосуванням Тимчасового

положення, по будинкових вузлах обліку, наше товариство зіткнулося з рядом

28

проблемних питань, які не висвітлено в Тимчасовому положенні та Кодексі

ГРС.

Для більш чіткої організації робіт по обліку використаного природнього

газу населенням, який обліковується будинковими вузлами обліку пропонуємо

передбачити ряд змін в законодавстві газової сфери: 1. У зв’язку з масовими зверненнями до нашого товариства мешканців

багатоквартирних будинків з проханням розподіляти спожитий газ пропорційно

кількості проживаючих, а не зареєстрованих осіб, як того вимагає чинне

законодавство на сьогоднішній день, пропонуємо передбачити в Тимчасовому

положенні додаткову можливість розподілу використаного газу пропорційно

кількості проживаючих за умови подання всіма співвласниками будинку (або

співвласниками будинків в разі об’єднання будинків у групу) до 25 числа

звітного місяця списків кількості фактично проживаючих в письмовому вигляді

до газорозподільної організації. Ця інформація використовується виключно для

визначення обсягів використаного споживачами природного газу в

відповідному місяці надання послуг газопостачання, в якому ця інформація

була надана. Щодо розрахунку в інших періодах, як попередніх так і в

наступних, ця інформація не застосовується.

2. Зняття показників будинкових лічильників газу може проводиться

наступним чином:

модемний зв'язок;

зчитування даних пристроєм прийняття інформації – ППІ-1.16.

Через велику кількість встановлених будинкових лічильників газу в

багатоквартирних будинках в різних районах міста, зчитування даних

пристроєм прийняття інформації – ППІ-1.16, в останній день місяця одночасно

неможливо тому, що потребує фізичної присутності працівника на об’єкті та не

здійснюється миттєво. Одержані дані необхідно опрацювати та в ручному

режимі внести в програмний комплекс для проведення нарахувань за спожитий

природний газ (опрацювання займає 4-5 хвилини на один будинок). Тому ПАТ

"Київгаз" проведено оснащення будинкових ВОГ засобами дистанційної

передачі даних БТМ-КГ по GPRS – протоколу. Даний продукт є розробкою

ПАТ "Київгаз". Зчитування даних проводиться по 748 ВОГ та автоматично

передаються до абонентської бази даних для проведення подальших

розрахунків за спожитий природній газ. В подальшому заплановано зчитувати

всі будинкові ВОГ засобами дистанційної передачі даних БТМ-КГ по GPRS –

протоколу.

В Кодексі ГРМ виконання розрахункового обсягу використання газу

визначено тільки на квартирні лічильники, а по будинковим лічильникам

виконання такого розрахунку відсутнє.

Донарахування по середньому споживанню до кінця звітного місяця за

умови встановлення будинкового лічильника газу є досить суперечливим та

його майже неможливо обґрунтувати та довести до споживача.

Якщо показання будинкового лічильника газу зняті не в останній день

місяця, пропонуємо передбачити в Тимчасовому положенні проведення

розрахунків з дня фіксації показань у попередньому місяці до дня останнього

фактичного показника в звітному місяці, тобто виключити донарахування та, як

29

виключення, не застосовувати розрахунки за календарний місяць в такому

випадку.

3. Відповідно до Кодексу ГРМ при знятті квартирного лічильника

будинковий лічильник газу автоматично стає дублюючим і обліковує факт

використання по квартирі де знято лічильник на повірку чи проводиться ремонт

пов'язаний з такою повіркою. Вважаємо недоцільно розраховувати середнє

використання по квартирному лічильнику, якщо є факт використання по

будинковому лічильнику газу.

Пропонуємо доповнити Кодекс ГРМ розділ Х глава 8 наступним текстом:

"на період зняття квартирного лічильника газу для проведення періодичної

повірки Оператором ГРМ, який встановлено в багатоквартирному будинку

обладнаного будинковим вузлом обліку, розрахунки зі споживачем

здійснювати за показниками будинкового вузла обліку з подальшим

розподілом обсягів використаного газу між споживачами пропорційно кількості

осіб, зареєстрованих у квартирі або іншому ізольованому житловому

приміщенні, за умови, що неможливо встановити інший лічильник в квартирі."

4. Як зазначено в Кодексі ГРМ "Балансоутримувач" (управитель) не може

відмовити Оператору ГРМ в організації та встановлені загально будинкового

вузла обліку природнього газу, якщо ці заходи здійснюються за рахунок

Оператора ГРМ."

На сьогоднішній день товариство зіткнулося з 8 випадками грубих

перешкоджань мешканцями багатоквартирних будинків при спробі

встановлення будинкового вузла обліку.

В Кодексі ГРМ необхідно передбачити санкції у випадку перешкоджання

мешканцями (або окремими мешканцями) багатоквартирних будинків

встановлення будинкового вузла обліку.

Наше товариство провело аналіз використання природного газу в

багатоквартирних будинках обладнаних газовими плитами за наявності

централізованого гарячого водопостачання, де встановлені будинкові вузли

обліку газу, який показав збільшення використання газу в зимовий період та

зменшення, відповідно, в літній період. На нашу думку, коливання

використання природного газу помісячно пов’язане з відтоком населення з

міста Києва влітку та обігрівом приміщень духовими шафами взимку в

залежності від температурних коливань навколишнього середовища та

початку/закінчення опалювального періоду в м. Києві.

Отже, за результатами аналізу максимальне використання природного газу

на одну людину становить 5,6куб.м (січень), мінімальне використання на одну

людину – 2,63куб.м (червень).

Середнє використання природного газу на одну людину Вересень Жовтень Листопад Грудень Січень Лютий Березень Квітень

2015 2016

3,60 4,98 3,58 4,38 5,60 4,79 4,61 3,72 Травень Червень Липень Серпень Вересень Жовтень Листопад Грудень Січень

2016 2017

3,8 2,63 2,98 2,99 3,01 4,72 3,95 4,58 5,56

30

Середньомісячно за 2016 рік на одну людину 3,95 м3.

На сьогодні норма використання природного газу в будинках, обладнаних

газовими плитами, за наявності централізованого гарячого водопостачання

становить 4,4 куб.м на одну людину на місяць. Враховуючи наведене вище,

робимо висновок, що діюча норма використання природного газу не

відображає сезонні коливання використання газу, що не коректно відображає

рівень фактичного використання та негативно відображається при зведенні

балансу газу за місяць.

Запровадження обліку обсягів використання природного газу

населенням за приладовим та нормативним методами в одиницях енергії.

Рябцева О.М. к.е.н. "Нафтогаз України".

Станом на 1 лютого 2017 року в житловому фонді України налічується

13,1 млн. газифікованих квартир, з них лічильниками газу оснащено 9,7 млн.,

або 73,9% (додаток 1). Це дозволяє обліковувати лічильниками більше 92%

всього природного газу, що використовується населенням в Україні.

Інформаційно у додатку 2 наведено діючі в Україні та сусідніх країнах

норми використання природного газу населенням, у разі відсутності газових

лічильників.

Компанія вважає, що величини норм використання газу населенням мають

бути визначені на обґрунтованому рівні.

Абзацем 5 пункту 4 постанови НКРЕКП від 26.01.17 №84 "Про

затвердження Змін до деяких постанов НКРЕКП щодо запровадження на ринку

природного газу використання одиниць енергії" зазначено, що операторам

газорозподільних систем передбачити у платіжних документах споживачів за

послуги з розподілу природного газу розмір середньозваженої вищої теплоти

згоряння за розрахунковий період, а також обсяг енергії використаного

природного газу (за трьома одиницями виміру: кВт·год, Гкал, МДж). На наш

погляд "три одиниці виміру" зазначати недоцільно, затратно та може призвести

до плутанини.

31

Згідно з вимогами Регламенту Європейської Комісії (ЄС) №703/2015 від

30.04.15, до якого Україна приєдналася, для обліку природного газу повинні

застосовуватись одиниці енергії в кВт·год на основі вищої теплоти згоряння.

На сайті НКРЕКП оприлюднено проект постанови Регулятора "Про

забезпечення споживачів ключовою інформацією про послуги у сферах

енергетики та комунальних послуг", розроблений на виконання вимог Закону

України від 10.12.15 №887-VIII "Про особливості доступу до інформації у

сферах постачання електричної енергії, природного газу, теплопостачання,

централізованого постачання гарячої води, централізованого питного

водопостачання та водовідведення" (далі – Закон). Згаданим проектом

постанови НКРЕКП передбачено, зокрема, надання інформації щодо

фактичного обсягу використання природного газу, порівняння обсягу

використання природного газу з іншими споживачами, структуру роздрібної

ціни природного газу, додаткову інформацію, що стосується використання

природного газу. Також передбачається довідково надавати інформацію щодо

вартості природного газу у країнах Європи (і лише в примітці до таблиці

зазначено про енергоємність: 1 м куб = 10,5 кВт·год). Доцільно в остаточній

редакції нормативного документу Регулятора передбачити обсяги використання

природного газу у метрах кубічних та кіловат-годинах.

Принагідно: в підзаконних актах, зокрема виданих НКРЕКП, доцільно

замість виразу "споживання природного газу" застосовувати вираз

"використання природного газу", як прописано в пункті 1 Статті 1 Розділу І

Закону України "Про ринок природного газу" (визначення терміну "споживач").

Компанія пропонує замість нині діючих форм звітності для операторів

ГРМ запровадити нову єдину форму звітності (додаток 3). В ній обсяги

природного газу будуть зазначатись у метрах кубічних та кіловат-годинах в

розрізі напрямків використання газу (ПГ – плита газова (за наявності/

відсутності централізованого гарячого водопостачання); ПГ+ГК – газова

колонка; ПГ+ГК+ОП – опалювальний газовий прилад) та за наявності

індивідуальних/загальнобудинкових лічильників газу і за діючими нормами

використання природного газу.

Опрацювання такої інформації дає можливість визначити обґрунтовані

норми використання природного газу (в метрах кубічних та кіловат-годинах).

Адже і за наявності лічильників у ВСІХ споживачів норми використання

природного газу потрібні для визначення соціальних нормативів, відповідно до

яких держава надає громадянам пільги та субсидії на оплату житлово-

комунальних послуг.

Крім цього, без узагальнення такої інформації неможливо виконати вимоги

Закону.

32

всього з обліком % без лічильн. всього з обліком % без лічильн. всього з обліком % без лічильн.

Всього по Україні 13 084 313 9 675 793 73,9 7 517 506 7 445 591 99,0 71 915 1 105 908 914 678 82,7 191 230 4 460 899 1 315 524 29,5 3 145 375

Вінницягаз 440 983 405 989 92,1 346 855 346 040 99,8 815 28 839 24 075 83,5 4 764 65 289 35 874 54,9 29 415

Волиньгаз 239 093 192 253 80,4 150 492 149 941 99,6 551 27 758 24 623 88,7 3 135 60 843 17 689 29,1 43 154

Дніпропетровськгаз **** 606 410 471 199 77,7 376 083 367 407 97,7 8 676 51 899 47 694 91,9 4 205 178 428 56 098 31,4 122 330

Дніпрогаз 398 636 225 121 56,5 138 223 133 866 96,8 4 357 63 532 52 238 82,2 11 294 196 881 39 017 19,8 157 864

Криворіжгаз 283 103 135 080 47,7 63 839 63 839 100,0 0 56 300 44 715 79,4 11 585 162 964 26 526 16,3 136 438

Донецькоблгаз *** 402 847 255 395 63,4 174 428 170 526 97,8 3 902 54 472 47 555 87,3 6 917 173 947 37 314 21,5 136 633

Донецькміськгаз ** 283 300 105 055 37,1 57 883 56 681 97,9 1 202 94 384 39 985 42,4 54 399 131 033 8 389 6,4 122 644

Макіївкагаз ** 102 965 56 405 54,8 32 012 31 324 97,9 688 16 381 13 153 80,3 3 228 54 572 11 928 21,9 42 644

Маріупольгаз 177 062 94 186 53,2 55 330 54 240 98,0 1 090 25 594 24 500 95,7 1 094 96 138 15 446 16,1 80 692

Житомиргаз ***** 361 299 319 604 88,5 249 397 248 035 99,5 1 362 49 129 39 708 80,8 9 421 62 773 31 861 50,8 30 912

Коростишівгаз 11 163 11 117 99,6 10 492 10 486 99,9 6 223 205 91,9 18 448 426 95,1 22

Закарпатгаз ***** 271 166 267 077 98,5 245 262 245 248 100,0 14 8 895 7 920 89,0 975 17 009 13 909 81,8 3 100

Запоріжгаз 486 308 288 683 59,4 197 941 195 905 99,0 2 036 38 569 36 838 95,5 1 731 249 798 55 940 22,4 193 858

Мелітопольгаз 75 733 65 843 86,9 43 373 43 373 100,0 0 334 334 100 0 32 026 22 136 69,1 9 890

Ів.-Франківськгаз***** 404 441 377 638 93,4 347 285 343 960 99,0 3 325 11 486 10 651 92,7 835 45 670 23 027 50,4 22 643

Тисменицягаз ***** 18 523 18 302 98,8 18 401 18 217 99,0 184 49 45 91,8 4 73 40 54,8 33

Кіровоградгаз 249 405 225 570 90,4 177 208 176 128 99,4 1 080 20 387 19 625 96,3 762 51 810 29 817 57,6 21 993

Київоблгаз ***** 816 259 748 983 91,8 610 700 608 053 99,6 2 647 26 726 23 899 89,4 2 827 178 833 117 031 65,4 61 802

Київгаз 752 228 161 946 21,5 36 896 36 896 100,0 0 48 082 42 612 88,6 5 470 667 250 82 438 12,4 584 812

Луганськгаз * 751 843 577 484 76,8 467 632 462 636 98,9 4 996 67 494 40 189 59,5 27 305 216 717 74 659 34,4 142 058

Львівгаз ***** 792 869 658 202 83,0 557 612 549 359 98,5 8 253 55 594 52 930 95,2 2 664 179 663 55 913 31,1 123 750

Миколаївгаз ***** 347 667 288 776 83,1 210 381 207 574 98,7 2 807 44 656 38 798 86,9 5 858 92 630 42 404 45,8 50 226

Одесагаз ***** 612 340 438 867 71,7 303 230 302 389 99,7 841 29 209 25 506 87,3 3 703 279 901 110 972 39,6 168 929

Полтавагаз 378 688 318 975 84,2 269 026 265 130 98,6 3 896 25 091 23 366 93,1 1 725 84 571 30 479 36,0 54 092

Гадячгаз 22 052 21 127 95,8 17 762 16 852 94,9 910 833 833 100,0 0 3 457 3 442 99,6 15

Кременчукгаз 140 101 70 326 50,2 41 597 41 597 100,0 0 4 505 4 219 93,7 286 93 999 24 510 26,1 69 489

Лубнигаз 65 664 62 762 95,6 52 856 52 534 99,4 322 3 981 3 685 92,6 296 8 827 6 543 74,1 2 284

Рівнегаз ***** 257 097 225 638 87,8 175 354 174 914 99,7 440 21 906 21 182 96,7 724 59 837 29 542 49,4 30 295

Сумигаз ***** 373 174 295 649 79,2 234 142 234 142 100,0 0 36 578 36 576 100,0 2 102 454 24 931 24,3 77 523

Тернопільгаз 207 609 207 609 100,0 203 240 203 240 100,0 0 505 505 100,0 0 3 864 3 864 100,0 0

Кременецьке УПРГ 12 893 12 871 99,8 12 047 12 030 99,9 17 15 13 86,7 2 831 828 99,6 3

Тернопільміськгаз 111 547 97 559 87,5 70 697 70 697 100,0 0 12 708 11 049 86,9 1 659 28 142 15 813 56,2 12 329

Харківгаз ***** 447 078 378 804 84,7 322 394 316 583 98,2 5 811 22 037 21 187 96,1 850 102 647 41 034 40,0 61 613

Харківміськгаз ***** 505 951 144 506 28,6 90 019 86 198 95,8 3 821 51 300 38 067 74,2 13 233 364 632 20 241 5,6 344 391

Херсонгаз 268 156 244 351 91,1 169 462 169 462 100,0 0 14 972 14 348 95,8 624 83 722 60 541 72,3 23 181

Хмельницькгаз ***** 396 458 350 516 88,4 278 731 276 456 99,2 2 275 35 516 33 970 95,6 1 546 82 211 40 090 48,8 42 121

Шепетівкагаз 21 720 21 158 97,4 15 296 15 257 99,7 39 1 840 1 762 95,8 78 4 584 4 139 90,3 445

Черкасигаз 352 586 293 581 83,3 233 520 232 702 99,6 818 17 869 16 792 94,0 1 077 101 197 44 087 43,6 57 110

Уманьгаз 59 576 57 711 96,9 44 078 44 003 99,8 75 1 720 1 706 99,2 14 13 778 12 002 87,1 1 776

Чернівцігаз ***** 228 795 202 983 88,7 181 477 180 408 99,4 1 069 7 416 5 991 80,8 1 425 39 902 16 584 41,6 23 318

Чернігівгаз ***** 349 525 280 892 80,4 234 853 231 263 98,5 3 590 27 124 21 629 79,7 5 495 87 548 28 000 32,0 59 548

* Дані станом на 01.07.14 ** Дані станом на 01.03.15 *** Дані без частини ПАТ "Донецькоблгаз" (з 01.08.15) **** Дані станом на 01.03.16 ***** Дані станом на 01.07.16

Опалювальний котел (піч) та інші газові

прилади (плита, колонка)Плита газоваПлита газова та водонагрівач (колонка)

Інформація Додаток 1

про рівень оснащення житла лічильниками газу

станом на 1 лютого 2017 року (без АР Крим)

У тому числі, квартири (будинки), що обладнані:Назва

газорозподільного

підприємства

К-сть квартир,

газифікованих

природним

газом

З них

обладнано

лічильниками

% осна-

щення

33

Додаток 2

НОРМИ

використання природного газу населенням у разі відсутності газових лічильників

Вид використання

природного газу

Одиниця

виміру

Норми використання

Україна

Казах--

стан

Білорусь Молдова

Росія до

01.10.14

КМУ №619

з 01.10.14

КМУ №409

з 06.05.15

КМУ

№237, 409

з 01.02.16

КМУ

№203,317

з 01.05.17

КМУ

№203,803

Брянська

обл.

Білго-

родська

обл.

Воро-

ніжська

обл.

Курська

обл.

Москов-

ська обл.

Ростов-

ська обл.

Плита газова – за

наявності

централізованого гарячого

водопостачання кубометри

на одну

людину

на місяць

9,8 6,0 3,0

4,4

4,4

15,0 8,0 10,0 11,8 - 12,0 10,0 10,0 13,0

Плита газова – у разі

відсутності

централізованого

гарячого водопостачання

та газового водонагрівача

18,3 9,0 4,5

7,1

7,1

18,5 13,0 20,0 17,7 15,0 15,4 11,5 11,6 21,0

Плита газова та

водонагрівач 23,6 18,0 9,0

14,0

14,0 25,0

23,0 38,0 30,0 37,0 24,7 27,5 23,1 29,5

Індивід. опалення –

в опалювальний

період* кубометри

на

квадратний

метр

на місяць

11,0 11,0/

7,0**

11,0/

7,0**

- /

5,5**

- /

5,0**

14,0 8,0 10,0 11

(12,5)***

7,9-

16,0**** 13,03

Індивід. опалення –

в міжопалювальний

період

4,7 3,0 1,4

(1,7)*** 1,0 1,3

Індивід. опалення –

середньорічна норма

7 (8)*** 8,5 7,9 7 6,2

* В Україні житло з використанням населенням газу на опалення (у т.ч. на приготування їжі, підігрів води) на 100% оснащено лічильниками газу.

** Соціальні нормативи, на які населенню надаються пільги та субсидії із застосуванням коригуючих коефіцієнтів для розрахунку розміру витрат

природного газу на опалення (постанова КМУ від 06.08.14 №409 "Про встановлення державних соціальних стандартів у сфері житлово-комунального

обслуговування") *** Норми діяли з 25.08.06 по 01.05.13

**** Норматив змінюється помісячно (максимальний – у січні-лютому)

34

тис. куб. м.* кВт·год ** тис. куб. м. * кВт·год **

Розподіл природного газу для потреб населення, всього:

з них:

- за нормами споживання газу (згідно з чинною постановою КМУ)

- за індивідуальними лічильниками газу

- за загальнобудинковими лічильниками газу

1. У разі використання природного газу для приготування їжі:

- за нормами споживання газу (згідно з чинною постановою КМУ)

а) за наявності ЦГВ

б) за відсутності ЦГВ

- за індивідуальними лічильниками газу

- за загальнобудинковими лічильниками газу

2. У разі використання природного газу для приготування їжі

та/або підігріву води:

- за нормами споживання газу (згідно з чинною постановою КМУ)

- за індивідуальними лічильниками газу

- за будинковими лічильниками газу

3. У разі використання природного газу для індивідуального

опалення або комплексного використання (індивідуальне

опалення, приготування їжі та/або підігріву води):

- за нормами споживання газу (згідно з чинною постановою КМУ)

- за індивідуальними лічильниками газу

* за нормами споживання та показами лічильників

Керівник підприємства _________________________ ___________________

(підпис)(Ініціал, прізвище)

виконавець: (Прізвище, телефон/факс)

(назва підприємства)

Інформація про обсяги використання природного газу населенням у __________(місяць) 201 __ р.,

Додаток 3

яке проживає у багатоквартирних та приватних будинках (приведених до особових рахунків)

по ______________________

** за вищої теплоти згоряння; кВт·год/м³(20/25 °С) помножено на обєм м³, приведених до стандартних умов відповідно до наказу МПЕ від 26.02.04 №116 та, при наявності лічильника з дерективним

приведення 0 чи 15°С, помножено на відповідний коефіцієнт 0,9318 чи 0,982.

Кількість особових

рахунків

станом на _____ 201_ р.

(од.)

Кількість

зареєстрованих осіб

станом на ____ 201_ р.

(од.)

Обсяг використання газу

За _________ 201 _ р. З початку 201 _ р.

35

Технічні аспекти проведення випробувань лічильників газу в рамках

проведення оцінки відповідності ЗВТ вимогам Технічного регламенту

засобів вимірювальної техніки.

Джочко П.Я. ДП "Івано-Франківськстандартметрологія".

На сьогодні використання результатів вимірювання об’єму та об’ємної

витрати газу та розрахунок за нього набуло надзвичайно важливого значення.

Тому підходи до оцінки відповідності та випробувань лічильників газу на

відповідність вимогам технічного регламенту також повинні відповідати

високому рівню виконання метрологічних робіт, відповідної кваліфікації

персоналу органів оцінки відповідності та наявної технічної бази. В Технічному

регламенті засобів вимірювальної техніки встановлені основні суттєві та

особливі технічні вимоги яким повинні відповідати лічильники газу та пристрої

перетворення об’єму газу при випуску з виробництва. Ці вимоги, починаючи

від вимог до побудови технічної документації, маркування та закінчуючи

конкретними вимогами до умов застосування ЗВТ намагаються максимально

відтворити в лабораторних умовах умови експлуатації та дослідити впливові

фактори на результат вимірювання лічильниками газу та пристроями

перетворення об’єму. Усі гармонізовані стандарти які є доказовою базою

відповідності ЗВТ вимогам Технічного регламенту передбачають дослідження

засобів вимірювальної техніки на вплив:

- кліматичних (температурні) умови навколишнього та робочого

середовищ;

- зовнішніх механічних умови (вібрація, згин, скрут, транспортна

тряска ударна міцність та ін.);

- електромагнітної сумісності, а саме вплив електромагнітних завад,

переривання напруги, короткочасне падіння напруги, перехідні процеси в

силових- та сигнальних колах, електростатичні розряди, радіочастотні

електромагнітні поля;

Також існують інші впливні величини такі як коливання частоти напруги

живлення, магнітні поля, або будь які інші впливні величини які можуть

вплинути на результат вимірювання.

Окрім наведених вище впливних величин проводиться перевірка та

дотримання виробником основних вимог до метрологічних характеристик

засобів вимірювальної техніки, таких як максимально допустимі похибки,

відтворюваність, повторюваність, поріг реагування та чутливість,

довговічність, надійність.

Технічним регламентом також встановлені вимоги і до захисту засобів

вимірювальної техніки від несанкціонованого втручання в роботу ЗВТ а також

у програмне забезпечення засобів вимірювальної техніки.

Технічна документація згідно якої проведено оцінку відповідності та

виданий сертифікат схвалення типу 10 років зберігається в Органі з оцінки

відповідності і будь яка зміна чи то в конструкції, чи у програмному

забезпеченні повинна бути внесена тільки з дозволу Органу оцінки

відповідності ЗВТ.

36

Опыт фукционирования полигона ПАО "Днепрогаз" при сличении

промышленных средств учета природного газа.

Середюк О.Е. д.т.н.1, КомпанА.И 2, Бондарь С.П. 2, Лютенко Т.В.1,

Ильенко А.С 3, Смирнов М.А 3

1 Ивано-Франковский национальный технический университет нефти и газа, 2 ООО "Региональная газовая компания Трейдинг", 3 ПАО "Днепрогаз".

Вопросы повышения точности учета природного газа были и остаются

актуальной научно-практической задачей, поскольку они касаются не только

рационального и экономного использования природного газа, но и вопросов

энергетической безопасности государства. Поэтому вопросы изучения

метрологических характеристик средств учета природного газа в

эксплуатационных условиях являются актуальной задачей.

Для контроля метрологических характеристик в условиях эксплуатации

могут применятся контрольные счетчики газа [1], практическое применение

которых прежде всего касается только диагностирования счетчиков с целью

определения непревышения погрешности допустимого значения.

Известно также применение дублирующих узлов учета природного газа

различных принципов действия [2] для повышения достоверности точности

учета без конкретизации их метрологических характеристик.

Практически экспериментально неизученным вопросом есть

метрологические характеристики расходомеров переменного перепада

давления природного газа в условиях эксплуатации, поскольку они

определяются преимущественно расчетным путем на стадии проектирования

[3].

Целью работы является сличение последовательно смонтированных в

трубопроводе средств учета природного газа различных принципов действия с

применением для метрологической оценки теории неопределенности в

измерениях.

Для метрологического исследования узлов учета природного газа и их

элементов непосредственно в условиях эксплуатации создан испытательный

полигон на базе действующей газораспределительной станции высокого

давления, работающей в газораспределительных сетях ПАО "Днепрогаз" (г.

Днепропетровск, Украина).

В условиях полигона предусмотрена возможность исследования

эксплуатационных характеристик расходомерных узлов на природном газе

непосредственно на действующем газопроводе при абсолютном давлении до

6 бар и максимальных измеряемых расходах газа 1000 м3/ч (в рабочих

условиях).

Для приведения газа к стандартным условиям применены вычислители:

ФЛОУТЕК (для метода переменного перепада давления) и корректоры ВЕГА

2.03 (0,7-1 МПа) для счетчиков.

В качестве эталонного средства измерения объема газа используется

турбинный счетчик со следующими характеристиками:

- типоразмер КВТ-1.01-G250-80-8.0-0.7;

- номинальный диаметр DN: 80 мм;

- минимальный расход qmin: 8,0 м3/ч;

37

- переходной расход qt: 12,5 м3/ч;

- максимальный расход qmax: 400 м3/ч;

- производитель: СП "Радмиртех", г. Харьков;

- корректор объема газа ВЕГА – 2.03.

- граници допустимой относительной погрешности измерения объема газа

при стандартных условиях для диапазона расходов:

qmin - 0,05 qmax ±2,25%; 0,05qmax – qmax ±1,25%

Результаты испытаний приведенны в табл. 1 и на рис. 1.

Таблица 1

Результаты градуировки счетчика КВТ

Сличению подвергался узел учета на базе роторного счетчика газа с

характеристиками:

- типоразмер КВР-1.01G250-80-1.6-1.0;

- номинальный диаметр DN: 80 мм;

- минимальный расход qmin: 1,6 м3/ч;

- максимальный расход qmax: 400 м3/ч;

- производитель: СП "Радмиртех", г. Харьков;

- корректор объема газа ВЕГА – 2.03.

- граници допустимой относительной погрешности измерения объема газа

при стандартных условиях для диапазона расходов:

qmin - 0,05 qmax ±2,0%; 0,05qmax – qmax ±1,0%

Рис. 1. Иллюстрация градуировки счетчика КВТ

38

Результаты испытаний приведены в табл. 2 и на рис. 2.

Таблица 2

Результаты сличения узлов учета газа

на базе счетчиков КВР и КВТ

Рис. 2. Иллюстрация результатов сличения узлов учета газа на базе счетчиков

КВР и КВТ

Неопределенность измерения при выполнении сличений вычислялась по

формуле: 2 2

ВМuВИu u , (1)

где ВИu – оценка инструментальной стандартной неопределенности по типу В;

ВМu – оценка методической стандартной неопределенности по типу В.

Значение ВИu с учетом равномерного распределения погрешности

измерения эталонного средства вычисляется как 3Э ( Э - граница

допускаемой относительной погрешности измерения объема газа при

стандартных условиях эталонным счетчиком с корректором).

Значение ВМu численно вычисляется как 3 (– разница показаний

сличаемых узлов учета газа).

Результаты вычисления неопределенности для разных условий сличения

наведены в табл. 3.

39

Таблица 3

Значение неопределенности при сличении узлов

учета газа на базе счетчиков КВР и КВТ

Стандартная

неопеределенность

Диапазон расходов

qmin – 0,05qmax

Диапазон расходов

0,05qmax – qmax

3 бар 6 бар 3 бар 6 бар

uВИ, % 1,30 1,30 0,72 0,72

uВМ, % 2,54 1,45 0,75 0,81

u, % 2,85 1,95 1,04 1,08

Сличению подвергался также узел учета газа на базе расходомера

переменного перепада давления с характеристиками:

- измерительный комплекс ФЛОУТЕК–ТМ №5;

- верхний предел измерения расхода, приведенного к стандартным

условиям: 1000 м3/ч;

- нижний предел измерения расхода, приведенного к стандартным

условиям: 87,927 м3/ч;

- внутренний диаметр трубопровода перед сужающим устройством: 80мм.

- рабочее давление: до 1,6 МПа.

Результаты испытаний приведены в табл. 3 и на рис. 4.

Таблица 4

Результаты сличения узлов учета газа ФЛОУТЕК–ТМ

и на базе счетчика КВТ

Рис. 4. Иллюстрация результатов сличения узлов учета газа ФЛОУТЕК–ТМ и

на базе счетчика КВТ

40

Таблица 5

Значение неопределенности при сличении узлов учета газа

ФЛОУТЕК–ТМ и на базе счетчика КВТ

Стандарт.

неоперед.

Диапазон расходов 0,05qmax –

0,25qmax

Диапазон расходов 0,25qmax – qmax

3 бар 5 бар 3 бар 5 бар

2013 2014 2013 2014 2013 2014 2013 2014

uВИ, % 1,30 1,30 1,30 1,30 0,72 0,72 0,72 0,72

uВМ, % 1,62 1,56 0,92 0,86 0,63 0,46 0,23 0,57

u, % 2,08 2,03 1,59 1,56 0,96 0,86 0,75 0,91

Выводы. Проведенные исследования подтвердили возможность

проведения сличений практически равноточных средств измерения объема

природного газа. Полученные результаты позволили численно

охарактеризовать неопределенность измерения узла учета в условиях

эксплуатации, что открывает пути повышения достоверности измерения объема

и расхода газа.

Дальнейшие исследования будут направлены на изучение влияния условий

работы узлов учета природного газа на их метрологические характеристики.

Список литературы

1. Власюк Я.М. Аналіз застосування контрольних лічильників газу для

підвищення точності обліку природного газу / Я.М.Власюк, О.Є.Середюк,

В.В.Малісевич // Методи та прилади контролю якості. – 2009. – №23. – С.66-72.

2. Розгонюк В.В. ГВС "Гребеники" - газовимірювальна станція 2005 року /

В.В. Розгонюк, Я.М. Власюк // Нафтова і газова промисловість. – 2003. – №3. –

С.50-51.

3. Метрологія. Вимірювання витрати та кількості рідини й газу із

застосуванням стандартних звужувальних пристроїв. Ч. 5. Методика виконання

вимірювань: ДСТУ ГОСТ 8.586.5:2009. – [Чинний від 2010-04-01]. –

К.: Держстандарт України, 2009. – 198 с.

Дослідження впливу тиску природного газу на обсяг його використання

побутовими газовими приладами

Дехтярчук С.І. Філія "ЦМГС"

Вступ. Споживачі, що використовують природний газ для приготування

їжі, користуються побутовими газовими плитами, які випускаються у двох

виконаннях:

газові плити виготовлені згідно ДСТУ 2204 (ГОСТ 10798), котрі повинні

працювати за номінальних тисків 1274 Па (мінімальний 640 Па, максимальний

1764 Па) та 1960 Па (мінімальний 1740 Па, максимальний 2744 Па);

газові плити виготовлені згідно EN 437 та призначені для роботи за

номінального тиску 2 кПа (мінімальний 1,7 кПа, максимальний 2,5 кПа).

41

Пальники плити повинні забезпечувати горіння газу без відриву і

проскакування полум’я, а також без жовтих язиків полум’я при зміні тиску газу

від мінімального до максимального.

Метою нашої роботи було дослідження впливу тиску газу на кількість

газу, що спалюється, час нагріву та коефіцієнт корисної дії пальників газової

плити. Також досліджувався вплив вмісту азоту у природному газі на обсяг

використання газу та умови виникнення явища відриву полум’я.

Під час досліджень використовувалась варочна газова поверхня Pyramida з

основним пальником швидкої дії потужністю 3 кВт та допоміжним пальником

потужністю 1 кВт. Дослідження проводились на еталонному газі G20 (100 %

метан) за значень тиску газу: 0,4 кПа, 0,7 кПа, 1,3 кПа, 1,7 кПа, 2 кПа та

сумішах природного газу з азотом (вміст азоту 7,5%, 10%, 15%, 20%) за тиску

газу 2 кПа.

Методи досліджень. При проведені досліджень використано методи

випробувань описані в стандартах ДСТУ EN 30-1-1 та ДСТУ EN 30-2-1, котрі

полягають у визначенні об’єму газу та часу необхідних для нагрівання

випробувальної ємності наповненої водою від температури 20 °С до 90 °С.

Коефіцієнт корисної дії пальника ή розраховується за формулою:

η = 4,186 ∙ 10−3 ∙ m ∙(𝑡2 − 𝑡1)

𝑉с · 𝑄в· 100,

де m – еквівалентна маса випробувальної ємності з водою, кг;

4.186·10-3 – питома теплоємність води, МДж/(кг·°С);

t1, t2 – початкова та кінцева температура води у випробувальній

ємності, °С;

Vс – об’єм газу за стандартних умов (20°С, 101,325 кПа), м3;

Qв – вища теплота згорання газу, МДж/м3.

Еквівалентна маса випробувальної ємності з водою розраховується за

формулою:

𝑚 = 𝑚1 + 0,213 · 𝑚2 де m1 – маса води у випробувальній ємності, кг;

m2 – маса випробувальної ємності з накривкою, кг;

Номінальна теплова потужність N (кВт) пальника розраховується за

формулою:

N = 0.278 ∙ 𝑄в ∙ Vс τ⁄ де Vс – об’єм газу за стандартних умов (20°С, 101,325 кПа), м3;

τ – час нагрівання води від 20°С до 90°С, год;

Qв – вища теплота згорання газу, МДж/м3.

Результати.

Т газу Р газу

V

газу

V газу

привед.

Час

нагріву Т води, °С

ККД

Потуж-

ність

°С кПа л м3 хв с t1 t2 % кВт

20,5 0,414 15,9 0,0153 9 21 20 92,7 61,1 1,01

20,7 0,409 15,9 0,0152 9 22 20 92,6 61,0 1,01

19,0 0,707 16,9 0,0163 6 51 20 93,1 57,3 1,48

42

Вміст

азоту

Теплота

згорання Т газу

Р

газу

V

газу

V газу

привед.

Час

нагріву

Температур

а води, °С

% МДж/м3 °С кПа л м3 хв с t1 t2

1,8 38,05 18,9 2,002 20,4 0,0200 4 28 20 94,5

1,8 38,05 19,0 2,004 20,4 0,0200 4 32 20 94,9

1,8 38,05 19,2 2,004 20,4 0,0200 4 31 20 95,0

8,44 35,48 19,8 2,032 22,1 0,0216 4 49 20 94,8

8,44 35,48 20,0 2,002 21,6 0,0211 4 50 20 94,2

8,44 35,48 20,1 2,000 21,9 0,0214 4 54 20 93,9

11,84 34,16 19,0 2,019 22,3 0,0221 5 4 20 94,5

11,84 34,16 19,3 2,006 22,3 0,0220 4 59 20 94,2

11,84 34,16 19,7 2,000 22,6 0,0223 5 8 20 94,7

13,64 33,64 19,8 2,007 23,6 0,0226 5 6 20 97,8

13,64 33,64 19,9 2,008 23,4 0,0224 5 15 20 97,8

13,64 33,64 20,0 2,008 23,6 0,0225 5 19 20 97,8

20,54 30,94 19,5 2,011 25,8 0,0248 5 51 20 94,0

20,54 30,94 19,7 2,004 25,4 0,0244 5 51 20 93,7

20,54 30,94 19,8 2,007 25,8 0,0248 5 58 20 94,0

15,0

16,0

17,0

18,0

19,0

20,0

21,0

0,0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5

Об

єм г

азу,

л

Тиск газу, кПа

Залежність об´єму газу від тиску газу

(потужність пальника 3кВт, газ G20)

4,0

5,0

6,0

7,0

8,0

9,0

10,0

0,0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5Ч

ас н

агр

іву,

хв

Тиск газу, кПа

Залежність часу нагріву від тиску газу (потужність пальника 3кВт, газ G20)

18,2 0,712 16,5 0,0160 6 31 20 93,4 58,8 1,52

19,6 1,305 18,3 0,0178 4 58 20 94,9 54,0 2,21

19,9 1,302 18,6 0,0180 5 01 20 94,9 53,2 2,23

20,8 1,702 19,6 0,0192 4 38 20 94,8 49,8 2,57

20,7 1,703 20,0 0,0196 4 39 20 94,7 48,7 2,61

16,2 2,019 20,4 0,0202 4 15 20 95,1 47,7 2,94

17,4 2,023 20,6 0,0203 4 19 20 94,7 47,2 2,91

43

Висновки.

1. Зниження тиску газу на вході до газового приладу від 2 кПа до 1,3 кПа

призводить до зменшення об’єму газу, який спалюється з 20,5 л до 18,5 л та

відповідного зростання часу нагріву з 4 хв 20 с до 5 хв.

2. Збільшення вмісту азоту у газі від 1,8% до 20 % призводить до

збільшення об’єму газу, який спалюється з 20,4 л до 25,5 л та зростання часу

нагріву з 4,5 хв до 6 хв.

3. Незалежно від вмісту азоту у газі, явище відриву полум’я виникає тільки

за умови збільшення тиску газу до значення, котре перевищує 2744 Па.

Література.

1. ДСТУ 2204-93 (ГОСТ 10798-93) Плити газові побутові. Загальні технічні

умови. - К.: Держстандарт України, 1994.

2. ДСТУ ГОСТ EN 437:2014 Випробувальні гази. Випробувальний тиск.

Категорії приладів.

3. ДСТУ EN 30-1-1:2015 Плити газові побутові. Частина 1-1. Вимоги щодо

безпеки. Загальні положення.

4. ДСТУ EN 30-2-1:2015 Плити газові побутові. Раціональне використання

енергії. Загальні вимоги.

Аналіз очікуваних переваг та труднощів, пов’язаних із

впровадженням в Україні інтелектуальних систем обліку енергоносіїв. Бродин Ю.І. к.т.н., Філія "ЦМГС" НАК "Нафтогаз України".

Із 2014 року, в рамках взятих Україною зобов’язань по Третьому

енергетичному пакету, постало завдання імплементації цілого ряду

рекомендацій та директив ЄС, в т.ч. щодо ефективності використання енергії

(Директива ЄC 2006/32/ЕC) та щодо єдиних правил ринку природного газу

(Директива 2009/73/EC).

Європейський досвід імплементації відповідних положень передбачає

застосування для обліку енергоносіїв інтелектуальних вимірювальних систем –

ІВС (Intelligent Metering Systems). Такі системи шляхом збору і обробки

миттєвої інформації із засобів вимірювання кількості використаних

енергоносіїв повинні забезпечити кінцевому споживачеві можливість

ефективно контролювати своє енерговикористання, стимулювати ощадне

19,0

21,0

23,0

25,0

27,0

0,0 10,0 20,0

Об

єм г

азу,

л

Вміст азоту, %

Залежність об´єму газу від вмісту азоту(потужність пальника 3кВт)

4,0

4,5

5,0

5,5

6,0

6,5

0,0 10,0 20,0

Час

наг

рів

у, х

в

Вміст азоту, %

Залежність часу нагріву від вмісту азоту(потужність пальника 3кВт)

44

використання, забезпечувати просту зміну незалежних операторів та вибір

тарифів.

Директивою ЄC 2006/32/ЕC передбачається необхідність "забезпечення

державами-підписантами для кінцевих споживачів за конкурентними цінами

можливості індивідуального обліку та тарифікації відповідно до їх реального

енерговикористання" та необхідність "встановлення індивідуальних лічильників

у кінцевих споживачів за конкурентними цінами де це економічно й технічно

доцільно". Директива 2009/73/EC встановлює вимоги щодо масштабу

розгортання ІВС, вказуючи що "у випадку позитивних результатів техніко-

економічного оцінювання ефективності розгортання інтелектуальних

лічильників на території держави-підписанта, щонайменше 80% її споживачів

повинні бути оснащені такими засобами для інтелектуального обліку".

Протягом 2012-2014 років у країнах ЄС проводилася робота з аналізу

технічної можливості та економічної ефективності, а також вибір моделей

впровадження ІВС, розробки групи технічних стандартів, регламентів та

місцевих норм, методів тестування сумісності ІВС, оцінювання їх

відповідності, і інших заходів, зокрема пов’язаних із безпекою експлуатації та

захистом особистих даних споживачів.

В Україні з виходом у 2015 р. Закону України "Про ринок природного

газу" виникла необхідність забезпечення споживачеві можливості обирати

постачальника енергоносіїв на конкурентних засадах. Законом також

передбачено впровадження новітніх систем обліку газу, у тому числі апаратних

засобів обліку, зокрема тих що забезпечують можливість споживача активно

управляти власним використанням (ст.18, п. 4).

Запровадження в Україні європейської практики розгортання ІВС, у т.ч. в

побуті, вимагає попереднього проведення значного об’єму робіт, зокрема:

Аналіз технічної можливості, економічної ефективності та вибір моделі

впровадження ІВС в Україні;

Розробка та введення в чинне правове поле групи нових технічних

стандартів, регламентів тощо;

Затвердження методів тестування сумісності ІВС, оцінювання їх

відповідності;

Розробка заходів, пов’язаних із безпекою та захистом прав споживача під

час встановлення й експлуатації інтелектуальних лічильників;

Вибір і уповноваження постачальників комплексних технічних рішень

ІВС.

На першому етапі необхідна розробка плану впровадження комплексу

заходів для розгортання інтелектуальних систем обліку енергоносіїв в Україні.

Нами було проаналізовано досвід країн ЄС із розгортання ІВС на своїй

території, опрацьовано ряд офіційних документів ЄС, розміщених у вільному

доступі (наприклад, на сайті http://eur-lex.europa.eu/), які стосуються розробки й

впровадження ІВС, а також ряд критичних публікацій, що містяться у вільному

доступі. На основі здійсненої наукової роботи було розроблено та передано в

Мінпаливенерго пропозиції щодо Плану впровадження ІВС для обліку

природного газу в Україні. Розроблено проект Дорожньої карти розгортання

45

ІВС на найближчі два роки, а також сформовано перелік першочергових

документів ЄС, які потребуватимуть перекладу, детального аналізу та можливої

імплементації з метою забезпечення створення і впровадження систем на основі

інтелектуальних лічильників в Україні.

Наказом Мінпаливенерго від 09.11.16 №716 затверджено План

впровадження новітніх систем обліку газу на 2016 р., а наказом від 07.12.16

№781 – створено робочу групу, якій доручено забезпечити комплексний аналіз

довгострокових економічних переваг та витрат на впровадження новітніх

систем обліку природного газу, враховуючи апаратні засоби обліку, і

визначитись щодо оптимального переліку засобів.

Слід зазначити, що за результатами здійснення аналогічної роботи у

країнах ЄС вже було розроблено ряд документів, які містять рекомендації щодо

організації й проведення такого комплексного аналізу [1, 2], а також, власне,

науково-містких звітів, створених спеціально законтрактованими експертними

групами, що проводили такі аналізи у конкретних країнах ( наприклад, у

Німеччині – Ernst & Young [3], у Польщі – Polskie Towarzhystwo Przesyłu i

Rozdziału Energii Elektrycznej [4] і ряд інших). Крім того, у вільному доступі

опубліковано (в т.ч. на сайті http://eur-lex.europa.eu/) ряд матеріалів, що

стосуються досвіду розгортання ІВС у різних країнах ЄС, настанов,

рекомендацій та робочих документів, які містять інформацію щодо

специфічних аспектів, пов’язаних із впровадженням інтелектуальних засобів

обліку. Зміст цих публікацій нами проаналізовано, а документи додано до

переліку матеріалів, які потребуватимуть перекладу, детального аналізу та

можливої імплементації.

Проведене дослідження показало, що при здійсненні комплексного аналізу

довгострокових економічних переваг та витрат на впровадження новітніх

систем обліку природного газу слід дослідити наступні очікувані переваги:

Для споживача послуг:

o Більш повна інформація і зручний доступ до неї;

o Ефективність управління власним енерговикористанням;

o Точне і вчасне виставлення рахунків;

o Можливість вибору тарифу;

o Полегшене підключення/відключення послуг.

Для місцевих служб із надання послуг з енергопостачання населення:

o Зниження витрат на збір показів;

o Відмова від "ручного" зчитувачів показів;

o Раннє виявлення спроб шахрайства;

o Усунення неточності прогнозного виставлення рахунків;

o Зменшення навантаження/витрат на колл-центри;

o Зниження витрат на підключення/відключення.

Для транспортувальних і розподільчих організацій:

o Покращене управління (піковими) навантаженнями;

o Покращене премикання між конденсаторами/сховищами;

o Наявність даних для підвищення ефективності, надійності послуг,

зниженні втрат і формування навантаження;

o Наявність даних для ефективного проектування мереж.

46

Загальна вигода:

o Зниження кількості скарг;

o Підвищення безпеки споживачів та працівників служб;

o Ощадливе енерговикористання і охорона довкілля.

При здійсненні аналізу технічної можливості та економічної доцільності

впровадження систем обліку природного газу на основі інтелектуальних

лічильників, слід звернути особливу увагу на наступні "вузькі місця", які

виявилися в ході розгортання таких систем у країнах ЄС:

Можливість/доцільність обробки гігантського масиву даних про пів-

годинне використання у побуті;

Можливість утворення погодинних тарифів на ринку кінцевих

споживачів;

Ефективність встановлення ІВС у малих домогосподарствах;

Доцільність комплектації ІВС Домашніми дисплеями (додатковими

інтерфейсними пристроями для користувача);

Додаткова шкода від електромагнітного випромінювання при

застосуванні інтерфейсу ZigBee (або інших) для передачі даних;

Захищеність інтерфейсу ZigBee (або інших) від стороннього втручання.

Слід відзначити, що для

обліку використання

природного газу лише 7 країн

ЄС отримали позитивні

результати аналізу

економічної доцільності

впровадження систем на базі

інтелектуальних лічильників

газу у приватних

домогосподарствах.

Поточний стан справ можна

проілюструвати за

допомогою рисунка 1. На

наведеній карті зеленим

кольором відмічено країни,

де прийнято (або очікується)

позитивне рішення щодо

впровадження ІВС у

повному обсязі (з

охопленням принаймні 80%

споживачів); коричневим

кольором позначено країни

де рішення досі не прийнято,

або прийнято в певній частині (наприклад, тільки для крупних споживачів);

червоним кольором позначено країни де ІВС для газу у побутовому секторі

обґрунтовано не впроваджуватимуться.

Рисунок 1 – Стан впровадження систем на базі

інтелектуальних лічильників газу у приватних

домогосподарствах країн ЄС

47

Перелік посилань

1. Guidelines for Cost Benefit Analysis of Smart Meter Deployment //

Настанови з аналізу економічної ефективності впровадження інтелектуальних

лічильників. – Joint Research Centre for Scientific and Technical Research. –

Luxemburg, Publication Office of the European Union, 2012. – 88 p.

(htpp://www.jrc.ec.europa.eu)

2. Guidelines for conducting a Cost Benefit Analysis of Smart Grid Projects //

Настанови з проведення аналізу економічної ефективності проектів пов’язаних

із інтелектуальними мережами. – Joint Research Centre for Scientific and

Technical Research. – Luxemburg, Publication Office of the European Union, 2012.

– 72 p. (htpp://www.jrc.ec.europa.eu)

3. Kosten-Nutzen-Analyse für einen flächendeckenden Einsatz intelligenter

zähler // Аналіз економічних переваг та витрат на широкомасштабне

впровадження інтелектуальних лічильників. – Ernst & Young. – Berlin, Federal

Ministry for Economic Affairs and Energy, 2013. – 239 p.

(http://www.bmwi.de/BMWi/Redaktion/PDF/Publikationen/Studien/kosten-nutzen-

analyse-fuer-flaechendeckenden-einsatz-intelligenterzaehler)

4. Analiza w zakresie ekonomicznej oceny zasadności wprowadzenia

inteligentnych form pomiaru zużycia energii elektrycznej w Polsce // Аналіз

економічних переваг впровадження інтелектуальних форм обліку використання

електроенергії в Польщі. – Poznań, Polskie Towarzhystwo Przesyłu i Rozdziału

Energii Elektrycznej, 2012. – 109 S.

Система сбора данных узлов учёта природного газа.

СП "Радмиртех".

Постоянное повышение требований к точности, надежности,

достоверности и оперативности учета потребленных объемов газа, как

абонентами промышленного сектора, так и населением определяет движение к

совершенствованию подходов и инструментов в области приборного учета и

систем передачи, обработки и хранения полученных данных. В последнее

время четко прорисовывается тенденция к решениям, базирующимся на идеях

автоматизации, унификации и глобализации. Разработанная в рамках пилотного

проекта "Пятихатки" система сбора данных с узлов учёта газа отвечает

соответствующим требованиям и выводит процесс оперативного и

коммерческого учета газа на качественно новый уровень.

Данная система сбора данных предназначена для организации доступа к

узлам учета потребителей газа в автоматическом режиме. Система

обеспечивает передачу данных с узлов учета газа беспроводными сетями на

сервер головного предприятия с целью:

– составления балансовых отчетов потребителей газа,

– проведения учетно-расчетных операций,

– анализа полученных данных,

– выявления внештатных ситуаций,

– составления индивидуального профиля газопотребления по группе

предприятий и каждого абонента, а также для статистического их мониторинга.

48

Кроме того, система предполагает создание "личных кабинетов" для

обеспечения доступа каждого из абонентов к информации о потребленных ими

объемах газа.

Обобщенная структура построения системы передачи данных

охватывающая и промышленных потребителей и население представлена на

рисунке.

В состав оборудования для сбора и передачи данных с узлов учета газа

входит:

– первичное оборудование промышленных и бытовых потребителей для

сбора и передачи данных;

– общее серверное оборудование с соответствующим программным

обеспечением;

– индивидуальные автоматизированные рабочие места (АРМ) с

установленным на них программно– аппаратным комплексом (ПАК) "nVega"

для принудительного выборочного опроса узлов учета газа, аккумулирования

данных с переносных устройств серии УПИ, УПИ-2МБ и формирования

отчетов на основании полученных данных.

Оборудование для сбора и передачи данных промышленных потребителей:

• радиотерминал интеллектуальный iMod-Vega;

• коммуникатор ВЕГА;

• приборы учета газа со встроенным модемом;

Оборудование для сбора и передачи данных бытовых потребителей:

• GSM модем для бытовых счетчиков газа ТКБ;

• радиомодуль ВЕГА-Т;

• концентратор сети МСК-1;

• переносной пульт сбора данных ППСД с USB флэш накопителем.

Функционирование системы:

Система построена на основе передачи данных узлов учета газа

промышленных и бытовых потребителей в пакетном GPRS канале сетью

цифровой сотовой радиосвязи стандарта GSM в базу данных сервера

49

предприятия с последующей обработкой этих данных и выводом

сформированных балансовых отчетов на экран компьютера через WEB портал.

Также возможно считывание данных с приборов учета газа, с помощью

устройств перенос информации серии УПИ с последующим подключением их к

компьютеру для формирования коммерческих суточных и месячных отчетов.

В приборах учета газа промышленных потребителей, имеющих

встроенный GSM модем, данные с приборов учета газа передаются

непосредственно на сервер головного предприятия сетью цифровой сотовой

радиосвязи стандарта GSM. В случае комплектации узлов учета газа приборами

учета без встроенного модема данные передаются на сервера предприятия с

помощью радиотеминала iMOD-Vega, коммуникатора ВЕГА либо модуля

связи серии МС.

Для бытовых потребителей предусмотрено применение GPRS модемов

ТКБ, которые подключается к счетчику газа через датчик импульсов, и

передают информацию на сервер головного предприятия сетью цифровой

сотовой радиосвязи стандарта GSM.

Для организации автоматического сбора данных бытовых потребителей,

сгруппированных в компактные области (многоквартирные дома и жилые

комплексы) применяется самоорганизующаяся подсистема автоматического

сбора информации ВЕГА-NET которая позволяет:

– оперативно получать информацию о текущем потреблении газа каждого

абонента;

– автоматизировать процесс организации учета и ведения журналов учета

потребления газа для каждого потребителя;

– упростить доступ к показаниям узлов учета газа и резко снизить влияние

человеческого фактора;

– своевременно выявлять попытки несанкционированного вмешательства в

работу узлов учета газа;

– регистрировать попытки воздействия на прибор учета магнитом с целью

искажения показаний (дату, время начала и завершения действия магнита);

– прогнозировать пиковые нагрузки;

– анализировать малые утечки – выявлять утечку газа по анализу

почасовых данных потребления;

– введения функции отключения газоснабжения в случае неуплаты.

Для автоматического сбора данных с бытовых счетчиков газа (БСГ)

предусматривается подключение к каждому БСГ радиомодуля ВЕГА-Т.

Накопленные данные с радиомодулей ВЕГА-Т передаются с помощью

канала радиосвязи, на установленный в центре сети концентратор сети МСК-1.

Концентратор сети МСК-1 передает информацию уже на сервер головной

компании с помощью цифровой сотовой радиосвязи стандарта GSM, вливая

информацию о потреблении газа населением в общую картину баланса. Также,

данные с радиомодулей ВЕГА–Т можно считывать с помощью переносного

пульта сбора данных ППСД с передачей полученных данных на сервер

предприятия с помощью USB флэш накопителя.

50

На рисунке представлен пример интерфейса пользователя общей

информации с данными по различным категориям потребителей и текущего

баланса

Внедрение автоматизированной системы сбора данных узлов учета газа

позволяет:

– оперативно получать информацию о текущем потреблении газа каждого

абонента;

– автоматизировать процесс организации учета газа и составления баланса;

– упростить доступ к показаниям узлов учета газа, резко снизить влияние

человеческого фактора;

– своевременно выявлять попытки несанкционированного вмешательства в

работу узлов газа;

– уменьшить затраты на обслуживание потребителей газа;

– прогнозировать пиковые нагрузки;

– снизить потери газопоставляющих компаний вследствие повышения

культуры организации учета.

На сегодняшний день на коммерческих узлах учета природного газа

эксплуатируется порядка 2000 ТКБ (GPRS-модем для бытовых счетчиков газа),

5000 интеллектуальных модемов iMod, 10000 радиомодулей подсети Вега-Net,

передающих информацию на центральный сервер. Сеть охватывает такие такие

газораспределительные компании, как: ПАО "Винницагаз", ПАО "Волыньгаз",

ПАО "Днепрогаз", ПАО "Днепропетровскгаз", ПАО "Житомиргаз", ПАО

"Закарпатгаз", ПАО "Запорожгаз", ПАО "Ивано-Франковскгаз", ПАО

"Киевоблгаз", ПАО "Криворожгаз", ПАО "Луганскгаз", ПАО "Львовгаз",

ПАО "Николаевгаз", ПАО "Ровногаз", ПАО "Сумыгаз", ПАО "Харьковгаз",

ПАО "Харьковгоргаз", ПАО "Хмельницкгаз", ПАО "Черновцыгаз", ПАО

"Черниговгаз" и другие.

Прилади обліку природного газу ГОРН.

Фабричникова О.І. ПРАТ “ЕНЕРГООБЛІК”

У 2016 році наше підприємство (ПРАТ “ЕНЕРГООБЛІК”) розпочало

розвиток у новій галузі – це побутові прилади обліку природного газу та

периферійні пристрої збору і дистанційного передання даних відповідним

комунальним службам.

51

Основні технічні характеристики лічильників ГОРН

• Приведення до стандартних умов об'єму по температурі: 20⁰ C (15⁰ C, 0⁰ C)

• Робочий діапазон температур: -25 ... + 60⁰ С (-25 ... + 80⁰ С)

• Температура зберігання: -30 ... + 70⁰ С (-30 ... + 80⁰ С)

• Втрата тиску на лічильнику, не більше: 150 Па

• Тип газових сумішей: H, L, E, P / B

• Максимальний робочий тиск: 50 кПа

• Клас точності вимірювань: 1.5

• Точність вимірювань в діапазоні: Qmin ... Qt ± 3%

• Точність вимірювань в діапазоні: Qt ... Qmax ± 1.5%

• Вага приладу, не більше: 1.0 кг

• Розмір, не більше: 110 х 120 х 100 мм

• Виконання: IP67

• Дисплей: Один рядок, 10

(+спец.символи)

• Тип застосовуваної батареї живлення: D – Li/SOCl2

• Варіанти монтажу: вертикально, горизонтально

• Час автономної роботи, не менше: 10 років

Qпор. Qmin Qt Qmax

ГОРН-G1.6 0,003 м ³/год 0,016 м ³/ год 0,25 м ³/ год 2,5 м ³/ год

ГОРН-G2.5 0,003 м ³/ год 0,016 м ³/ год 0,25 м ³/ год 4,0 м ³/ год

ГОРН-G4 0,008 м ³/ год 0,04 м ³/ год 0,6 м ³/ год 6,5 м ³/ год

ГОРН-G6 0,008 м ³/ год 0,04 м ³/ год 0,6 м ³/ год 10 м ³/ год

До вашої уваги представляються побутові лічильники серії ГОРН в

діапазонних типорозмірах G1.6, G2.5, G4 та G6. Прилади мають схожу

конструкцію і розміри, вага не перевищує 1 кг. Приєднувальні розміри

відповідно ½ та ¾ дюйма.

Корпус може бути виконаний як з нержавіючої сталі, так і з високоміцного

армованого пластику, відповідного класу герметичності IP67.

Всі прилади серії ГОРН оснащені індикаторами, на яких в періодичному

порядку можливо спостерігати свідчення накопиченого обсягу газу, номер

приладу, поточний час, миттєві значення витрати і температуру. Усі показники

52

накопиченого обсягу газу приведені до нормальних умов 20ºС. Прилади

успішно пройшли випробування на стійкість до забруднень. Тобто після

проходження через лічильник 20г спеціального забруднюючого пилу різних

фракцій, показання приладів залишилися в межах допусків.

Дистанційна передача даних обліку здійснюється за допомогою технології

передачі радіо-сигналом з протоколом LoRaWAN™ від індивідуальних

приладів через концентратори, що розташовані в радіусі 500 метрів. Архів

накопиченого обсягу газу збирається кожну годину протягом доби. Після чого

раз на добу архів даних передається через концентратор до серверу. Орієнтовна

кількість лічильників на один концентратор – близько 500.

Концентратори передають зібрану інформацію в інтернет-мережу будь-

яким доступним способом, включаючи GPRS / GSM / 3G / Ethernet.

Безперебійне живлення концентраторів забезпечується мережею 220 В,

сонячними батареями, а також резервним акумулятором необхідної ємності.

У випадку аварійної ситуації, відхиленнях напруги живлення або в момент

спроб доступу до архівів за допомогою IR-DA порту негайно йде відповідний

сигнал на сервер.

Застосування інтелектуальних засобів та інноваційних технологій

обліку природного газу. Андрущенко Є.С. ТОВ "ІНФРА-СПЕКТР",

Нове покоління FLOWSIC600 для задач комерційного обліку. Основна та

зручна для користувача лінійка приладів. Інтелектуальні методи рішень

FLOWSIC600-XT як суцільна самодіагностична система вимірювань.

Новітня технологія вимірювання обліку природного газу в картриджному

виконанні Flowsic500 CIS. Внутрішній пристрій та технічні характеристики

FLOWSIC500 CIS. Переваги картриджного виконання. Досвід експлуатації на

існуючих об’єктах.

Модульна концепція вимірювань обчислювача FLOW-X. Переваги

багатопоточної модифікації обчислювача. Основні технічні характеристики

обчислювача FLOW-X.

53

Ціль довести що ультразвукові методи вимірювань обліку природного газу

не вичерпали свого потенціалу та можуть бути інтегровані із сучасними

інтелектуальними системами для підвищення точності і коригування

вимірювань та своєчасної діагностики змін вимірюваного середовища.

Нормативно-методичне та організаційно-технічне забезпечення

контролю якості природного газу на підприємствах

ПАТ "Укргазвидобування".

Швейкін О.Л., Наконечний Я.Б., Хвостова О.В., Корнєєв С.В.

УкрНДІгаз ПАТ "Укргазвидобування".

На сьогодні ПАТ "Укргазвидобування" є основним виробником

природного газу в Україні. Стратегічними цілями ПАТ "Укргазвидобування" є

збільшення видобутку вітчизняного природного газу з метою забезпечення

енергетичної незалежності України. Відповідно до прийнятої Товариством

Стратегії "20/20" планується проведення комплексу заходів, спрямованих на

збільшення в 2020 році видобутку природного газу до 20 млрд м3.

Одним із заходів досягнення прийнятих стратегічних цілей є

впровадження Товариством сучасних передових технологій, що надасть

можливість ефективно вирішувати питання пошуку вуглеводнів та досягти їх

максимального вилучення з існуючих та нових родовищ. Важливим елементом

успішної реалізації Стратегії "20/20" є підвищена увага до якості продукції.

Питаннями забезпечення контролю якості природного газу на

підприємствах Товариства, протягом більш ніж 20 років, займаються фахівці

Управління метрології та КВПіА ПАТ "Укргазвидобування" та Центру

контролю якості газу НАК "Нафтогаз України", створеного на базі відділу

термогазодинамічних досліджень, метрології та стандартизації та хіміко-

аналітичної лабораторії УкрНДІгазу. У зв’язку з запровадженням в Україні

європейських стандартів, зокрема тих, що регламентують методи контролю

якості природного газу, обсяг робіт з нормативно-методичного забезпечення

підприємств Товариства постійно зростає.

Потягом останніх років в ПАТ "Укргазвидобування" було розроблено та

впроваджено ряд нормативно-методичних документів, які встановлюють:

- вимоги до якості природного газу;

- порядок вимірювань показників якості (в тому числі і адаптовані до

європейських стандартів);

- порядок відбирання представницьких проб на об’єктах Товариства;

- шляхи оптимізації технологічних процесів підготовки (осушки)

природного газу;

- порядок проведення метрологічного нагляду та аудиту в вимірювальних

лабораторіях;

- порядок уповноваження калібрувальних лабораторій на право проведення

калібрувань ЗВТ для власних потреб.

З 1999 року на галузевих курсах підвищення кваліфікації, які

функціонують при Центрі контролю якості газу НАК "Нафтогаз" в УкрНДІгазі

проводиться навчання фахівців хіміко-аналітичних лабораторій Товариства.

54

Щорічно проводиться оцінка роботи хіміко-аналітичних лабораторій

шляхом проведення раундів міжлабораторного порівняння результатів

вимірювань показників якості природного газу та здійснення в лабораторіях

періодичних аудитів.

Велика увага приділяється підрахунку балансу вологи в природному газі,

який транспортується газопроводами. Проводиться комплексна оцінка кількості

вологи, що надходить у газотранспортну систему, виявляються "проблемні"

об'єкти. За необхідністю проводяться контрольні вимірювання показників

якості природного газу, в тому числі спільно з контрагентами.

З метою забезпечення принципу єдності вимірювань під час визначення

параметрів вологості природного газу в УкрНДІгазі проводяться роботи з

технічного обслуговування, підготовки та супроводу метрологічної повірки

ЗВТ параметрів вологості природного газу.

Таким чином, комплекс науково-технічних заходів, що проводиться в

ПАТ "Укргазвидобування" дозволяє здійснювати роботи, пов’язані з контролем

показників якості природного газу на належному рівні.

Фільтр газу - сепаратор ФГС.

ПАТ "Івано-Франківський завод "Промприлад"

Фільтр газу – сепаратор ФГС (далі – фільтр - сепаратор) призначений для

очищення неагресивних газів, природного газу, повітряних сумішей та

повітря від механічних домішок і крапельної рідини.

Фільтр – сепаратор застосовується для захисту від передчасного зносу та

виходу з ладу:

- обладнання газорозподільних станцій (ГРС);

- обладнання газовимірювальних участків (ГВУ);

- підземних сховищ газу (ПСХ);

- компресорних станцій (КС);

- газорегуляторних пунктів (ГРП);

- для захисту лічильників газу всіх типів, регуляторів тиску газу всіх

типів.

Основні технічні дані:

1. Максимальний робочий тиск, МПа – 0,63; 1,0; 1,6; 2,5; 6,3.

2. Номінальний умовний діаметр вхідного та вихідного патрубків, d, мм

– 50, 80, 100, 150, 200, 250, 300.

3. Фільтр не пропускає через себе механічні домішки, що перевищують 5

мкм або 50 мкм.

Примітка: Ступінь фільтрації 5 мкм для фільтрів–сепараторів з

номінальним умовним діаметром вхідного і вихідного патрубків 50 - 200 мм.

4. Ефективність очищення від механічних домішок, не менше – 99,0 %,.

5. Ефективність сепарації рідких і аерозольних фракцій,– 97,0 – 99,0 %,.

Конструкція фільтра-сепаратора:

Газ, що очищається, подається в патрубок входу 1 (рис. 1). Далі,

потрапляючи у вузол закручування потоку 2, з газового потоку, за рахунок

відцентрових сил , відділяється основна маса рідини і механічних домішок.

55

Конструкція вузла закручування потоку дозволяє організувати стійкий

обертовий потік, в якому рідина і механічні домішки що відділилися, за

рахунок гравітації через зазори потрапляють в накопичувальну частину

фільтра–сепаратора 3. Хибне днище 4 призначене для гасіння обертального

потоку і запобігання віднесення відокремленої фази з газовим потоком в

центральну зону сепараційної частини. У центральній зоні сепараційної

частини, відділений газовий потік через лопатки спрямовується у фільтруючу

частину 5, де проходячи через фільтрувальний елемент відбувається тонке

очищення газу.

Очищений газ виходить через патрубок виходу газу 6.

Для зливу зібраної суміші передбачено патрубок ручного зливу 7.

В накопичувальній частині передбачені штуцери 8 для установки

датчиків контролю рівня зібраної суміші.

Фільтрувальний елемент виготовлений:

- з сітки нержавіючої та полотна холстопрошивного фільтрувального (для

ступеня фільтрації 50 мкм) - виконання С,

або - з труби поліпропіленової (для ступеня фільтрації 50 мкм) –

виконання Т,

або - з гофрованого поліестеру (для ступеня фільтрації 5 мкм) –

виконання Г.

Ступінь забруднення фільтрувального елемента визначається за

перепадом тиску газу на вході і виході фільтра-сепаратора за допомогою

індикатора перепаду тиску (виробництва ПАТ "Івано-Франківський завод

"Промприлад") або перетворювача різниці тисків, для чого в корпусі

передбачені штуцери 9. При випуску з виробництва отвори штуцерів закриті

заглушками 10.

Рисунок 1. Будова фільтра-сепаратора.

56

Фильтроэлемент ФТП. ООО "НПФ Робикон" В период 2006-2007 г.г., совместно с ДК "Укртрансгаз)) была разра-

ботана, испытана и успешно внедрена методика восстановления работо-

способности штатных газовых фильтров типа ФХ-1(01,02) на блочных ГРС

типа Ташкент, Энергия, АГРС-3, АГРС-10 и др., а также на узлах подготовки

топливного газа газотурбинных агрегатов КС.

Штатная фильтрующая кассета сетчатого типа с тонкостью фильтрации

100-150 мкм заменяется на современный полимерный фильтроэлемент ФТП

по ТУ У 29.2-30043766-001-2004 , который устанавливается в корпус фильтра

без переделки корпуса и огневых работ с помощью специального монтажного

комплекта. При этом значительно повышается эффективность работы фильтра

и степень очистки среды достигается до 5-15 мкм.

Проведенная реконструкция газовых фильтров позволяет обеспечить

надежную защиту оборудования ГРС и КС от преждевременного пылевого

износа.

Фильтроэлементы ФТП прошли длительную промышленную

эксплуатацию на действующих объектах ДК "Укртрансгаз)), показали свою

высокую эффективность и рекомендованы к применению.

Для проведения восстановительного ремонта газовых фильтров

ФХ-1(01,02) применяются фильтроэлементы ФТП следующих моделей и

типоразмеров (ТУ У 29.2–30043766–001–2004):

на ГРС:

ФТП/5-150/220/385-Г, ФТП/5-150/220/400-Г, ФТП/5-150/220/475-Г;

на КС, в блоках подготовки и очистки топливного газа:

ФТП/10-150/220/350-Г.

Примечание:

– Каждый фильтроэлемент ФТП при поставке комплектуется резиновым

уплотнительным кольцом для крышки фильтра ФХ-1.

– При первой поставке в комплект входит монтажный набор для

установки фильтроэлемента в корпус фильтра.

57

Станісла́в Іва́нович Щерба́тих

(народився 24 лютого 1948 року, м.Алейськ, Алтайський край, Росія,

помер 24 січня 2007 року, Київ, Україна)

– український бард, відомий під сценічним псевдонімом Тризубий Стас. Яскравий представник української гумористичної авторської пісні.

Автор понад 300 пісень та 1300 коротких анімаційних фільмів, а також

опери "Корова Середа", фантастично-кримінального роману "Нічия земля" і

кількох оповідань.

Володар Ґран-прі фестивалю "Оберіг", дипломант "Червоної рути".