Государственная система обеспечения единства измерений.
РЕКОМЕНДАЦИЯ
Методика распределения инструментальных потерь при учете расхода сетевого газа в системе "поставка-потребление" Санкт-Петербурга между поставщиком и потребителями, имеющими соответствующие средства измерений.
МИ 2650-2001
Т 86.3
Срок введения в действие: 01.05.2001 г.
1. Область применения
Настоящая рекомендация распространяется на услуги ГГХ "Ленгаз" по транспортировке сетевого газа в системе "поставка-потребление" Санкт-Петербурга и устанавливает методику распределения между поставщиком и потребителями потерь газа, обусловленных погрешностями принадлежащих им средств измерений расхода (далее - инструментальных потерь).
В соответствии с настоящей рекомендацией определяют поправки к результатам измерений объемов газа, поставленного ООО "Петербургрегионгаз", отпущенного ООО "Лентрансгаз" в газораспределительную сеть ГГХ "Ленгаз" и поставленного потребителям, используемых при определении объема поставок сетевого газа.
2. Нормативные ссылки
В настоящей рекомендации использованы ссылки на следующие нормативные документы:
Международная рекомендация МОЗМ № 31 "Счетчики газа объемные с подвижными стенками",
Международная рекомендация МОЗМ № 32 "Счетчики газа с вращающимся поршнем и турбинные",
ГОСТ Р 50818-95 "Счетчики газа объемные диафрагменные. Общие технические требования и методы испытаний",
Руководящий документ ФЭК России "Методология определения тарифов на услуги (тарифов на транспортировку газа по местным сетям) газораспределительных организаций". Утверждено Постановлением ФЭК Росси от 18.12.98 №49/1.
3. Сокращения и обозначения
В настоящей рекомендации используют следующие сокращения и основные обозначения:
СИ - средство измерений;
СКО - среднее квадратическое отклонение;
ТУ - технические условия;
ГГХ "Ленгаз" - Городское газовое хозяйство "Ленгаз";
ФЭК России- Федеральная энергетическая комиссия России;
РЭК - региональная энергетическая комиссия;
V - объем газа, м3;
Q - расход газа. м3/ч;
Т - расчетный период (период, за который определяют объем поставок газа), ч;
Tj - суммарное время работы j-го расходомера поставщика или расходомера j-го потребителя в расчетном периоде, ч;
Qmax, Qmin, Qnom, м3/ч, - максимальное, минимальное и номинальное значения диапазона измерений СИ расхода;
Qt - установленное в ТУ для счетчиков газа данного типа значение расхода, являющееся общей границей двух диапазонов измерений, имеющих различную нормативную погрешность измерений (см. формулу (2));
- относительное значение расхода;
dj - предел допускаемой относительной погрешности j-го СИ;
mj - среднее значение относительной погрешности j-го СИ;
sj - СКО относительной погрешности j-го СИ;
D - предел допускаемой абсолютной погрешности измерений объема, м3;
М - среднее значение абсолютной погрешности измерений объема, м3;
S - СКО абсолютной погрешности измерений объема, м3;
d* - относительная погрешность измерений суммарного объема поставок газа в расчетном периоде;
DVS - величина инструментальных потерь в газораспределительной сети за расчетный период;
DVj - значение поправки к результатам измерений объема газа j-м СИ;
N1, N2 - число СИ расхода газа, принадлежащих поставщику и потребителям, соответственно;
N = N1 + N2 - общее количество СИ расхода в газораспределительной сети Санкт-Петербурга;
i - индекс, обозначающий тип СИ;
j - индекс, обозначающий порядковый номер СИ;
l - индекс, обозначающий порядковый номер поверяемой точки диапазона СИ;
S - индекс, обозначающий суммарные инструментальные потери в газораспределительной сети.
4. Основные положения
4.1. Настоящая методика разработана во исполнение основных положений Федеральных Законов Российской Федерации "Об энергосбережении" и "Об обеспечении единства измерений".
4.2. Методика устанавливает механизм компенсации потерь сетевого газа, обусловленных погрешностями измерений его расхода, с целью стимулирования мероприятий по повышению точности учета сетевого газа всеми участниками газового рынка Санкт-Петербурга.
4.4. В системе "поставка-потребление" Санкт-Петербурга (далее газораспределительной сети) ГГХ "Ленгаз", являясь газораспределительной организацией, обеспечивает транспортировку и подачу сетевого газа от поставщика - ООО "Лентрансгаз" (далее - поставщик) потребителям.
4.5. СИ, применяемые для учета количества газа в газораспределительной сети, не принадлежат ГГХ "Ленгаз":
объемы газа, отпущенного в газораспределительную сеть, определяют по СИ, находящимся на балансе поставщика;
объемы газа, полученные потребителями из газораспределительной сети, определяют по СИ, находящимся на балансе потребителей.
4.6. Вследствие погрешностей СИ поставщика и потребителей образуется дисбаланс (инструментальные потери) объемов поставок и потребления газа в газораспределительной сети. Возмещение этих потерь должно возлагаться на организации, на балансе которых находятся СИ. Его осуществляют путем введения поправок к результатам измерений объемов газа, отпущенного поставщиком и полученного потребителями.
Значение поправки к показаниям каждого СИ равно наиболее вероятному значению абсолютной погрешности измерений объема газа этим СИ, взятому с обратным знаком.
4.7. В качестве наиболее вероятного значения абсолютной погрешности измерений объема газа конкретным прибором учета принимают условное математическое ожидание этой погрешности при условии, что оценены суммарные потери в газораспределительной сети.
4.8. Введение механизма компенсации инструментальных потерь в соответствии с настоящей методикой не изменяет порядок регулирования и расчета тарифов на услуги по поставке (транспортировке) газа, установленный руководящим документом ФЭК России "Методология определения тарифов на услуги (тарифов на транспортировку газа по местным сетям) газораспределительных организаций".
4.9. Определение поправок к результатам измерений объемов газа проводит метрологическая служба ГГХ "Ленгаз" по окончании расчетного периода (месяц), с учетом информации по погрешностям СИ, предоставленной метрологическими службами поставщика и потребителей. Суммы платежей за услуги по поставке (транспортировке) газа определяют, исходя из окончательных результатов измерений объемов отпущенного газа, определенных по формуле (23).
4.10. Метрологическая служба ГГХ "Ленгаз" представляет в РЭК Санкт-Петербурга сведения по значениям поправок к результатам измерений объемов измерений с периодичностью, рекомендованной РЭК.
5. Исходные данные
5.1. Перечень СИ расхода газа, применяемых в распределительной сети, с указанием типов, типоразмеров и основных метрологических характеристик.
5.2. Результаты измерений количества газа каждым СИ газораспределительной сети за расчетный период Vj (j = l, ..., N), м3.
5.3. Суммарное время работы j-го расходомера поставщика или расходомера j-го потребителя в Tj, ч.
Примечание. Если Tj не известно, оно принимается равным Т.
5.4. В качестве основных метрологических характеристик СИ указывают характеристики диапазона измерений и относительной погрешности измерений.
5.5. Характеристики диапазона измерений: Qmax, м3/ч; Qmin, м3/ч; Qnom, м3/ч.
5.6. В качестве характеристики относительной погрешности измерений для расходомерных измерительных комплексов на основе сужающих устройств принимают зависимость d(q) от q, указанную в паспорте на СИ. Эта зависимость имеет следующий вид:
(1)
где 
n - число точек диапазона СИ, погрешности измерений в которых указаны в паспорте.
5.7. В качестве характеристики относительной погрешности измерений для СИ других типов (счетчики газа объемные диафрагменные (мембранные), турбинные, с подвижными стенками и др.) принимают:
зависимости от Q характеристик mi(Q) и si(Q) распределения относительной погрешности СИ по совокупности СИ данного типа, эксплуатируемой в газораспределительной сети, или
зависимость di(Q) от Q, приведенную в ТУ на СИ конкретного типа.
5.8. Зависимость di(Q) от Q устанавливают в ТУ в виде
(2)
где Qt - значение расхода, установленное для СИ конкретного типа.
Нормированные в ТУ пределы допускаемой погрешности СИ не должны превышать следующих значений:
для диафрагменных (мембранных) счетчиков газа di1 =5 %, di2 = 3 % при Qt = 0,1 Qnom (ГОСТ Р 50818),
для счетчиков газа с подвижными стенками di1 = 5 %, di2 = 3 % при Qt = 0,1 Qmax (международная рекомендация МОЗМ № 31),
для счетчиков газа турбинных и с вращающимся поршнем di1 = 3 %, di2 = 1,5 % (международная рекомендация МОЗМ № 32).
5.9 Зависимости mi(Q) и si(Q) определяют путем статистической обработки результатов поверок СИ данного типа, эксплуатируемых в распределительной сети.
Их определяют по формулам
(3)
(4)
где Q1, Q2, …, Qn - поверяемые точки диапазона измерений (Q1 = Qmin, Qn = Qmax),
,
(5)
(6)
xij (Ql) - относительная погрешность j-го экземпляра СИ i-го типа в l-й точке диапазона измерений, определенная по результатам последней поверки,
ki - число экземпляров СИ i-го типа, находящихся в эксплуатации в газораспределительной сети.
5.10. С целью накопления информации по п.5.9 рекомендуется внесение в свидетельства о поверках всех СИ расхода природного газа значений относительной погрешности xij (Ql), определенных при поверке.
5.11. Использование зависимостей mi(Q) и si(Q), указанных в п. 5.9, является предпочтительным. С целью их определения метрологические службы потребителей ведут систематический учет погрешности применяемых СИ. До накопления информации, достаточной для получения статистически устойчивых оценок этих характеристик, допускается использование di (Q), указанного в п. 5.8.
6. Оценка инструментальных потерь в газораспределительной сети за расчетный период
6.1. По окончании расчетного периода [0, Т] ГТХ "Ленгаз" на основании показаний Wj(T) всех СИ расхода газа, принадлежащих поставщику и потребителям, определяет результаты измерений объемов газа за расчетный период по формулам
(7)
где Wj(T), Wj(0) - показания j-го СИ в конце и начале расчетного периода,
V1j, V2j - объем газа, зарегистрированный j-м СИ поставщика или СИ j-го потребителя соответственно,
N1, N2 -количество СИ расхода газа поставщика и потребителей соответственно.
6.2. Определяют суммарный объем VS газа, отпущенного поставщиком в газораспределительную сеть за расчетный период, по формуле
(8)
6.3. Оценивают относительную погрешность измерений объема газа по формуле
,
(9)
где d1j, d2j - средние значения относительной погрешности j-го СИ поставщика и СИ j-го потребителя соответственно.
6.4. По данным на 1 января 2000 г. на входе в городские сети Санкт-Петербурга имеется N1 = 17 приборов учета "Суперфлоу" класса точности 0,6. Потребителями эксплуатируется N2 = 2665 приборов учета объема газа, в том числе 729 СИ, использующих метод переменного перепада давления, и 1936 счетчиков газа (роторных, турбинных и мембранных). Средняя относительная погрешность СИ на основе метода переменного перепада давления составляет 3,25 %, счетчиков газа - 2,5 %. Поэтому в соответствии с формулой (9)
6.5. Определяют величину инструментальных потерь в газораспределительной сети по формуле
, (10)
7. Определение поправок к результатам измерений
7.1 Исходные данные по п. 5.9 известны хотя бы для части типов приборов учета расхода газа
7.1.1. Определяют средний расход газа через каждый прибор учета по формуле
, м3/ч,
(11)
где Vj – V1j или V2j.
7.1.2. С учетом исходных данных о метрологических характеристиках приборов учета газораспределительной сети (см. п.п. 5.5-5.9) определяют характеристики относительных погрешностей измерений в расчетном периоде:
предел допускаемой относительной погрешности измерений j-м СИ поставщика
,
(12)
среднее значение относительной погрешности измерений СИ j-го потребителя
(13)
СКО относительной погрешности измерений СИ j-го потребителя
(14)
7.1.3. Определяют характеристики абсолютных погрешностей измерений каждым прибором учета в расчетном периоде:
предел допускаемой абсолютной погрешности измерений j-м СИ поставщика
,
(15)
среднее значение абсолютной погрешности измерений СИ j-го потребителя
,
(16)
СКО абсолютной погрешности измерений СИ j-го потребителя
,
(17)
7.1.4. Определяют характеристики распределения инструментальных потерь в газораспределительной сети по следующим формулам:
среднее значение инструментальных потерь
,
(18)
СКО инструментальных потерь
. (19)
7.1.5. Определяют поправки к результатам измерений объема газа всех СИ.
Поправка к результатам измерений j-го СИ поставщика равна
.
(20)
Поправка к результатам измерений СИ j-го потребителя равна
,
(21)
если математическое ожидание и СКО погрешности СИ этого типа известны, и
,
(22)
если они не известны.
7.1.6. Исправленный результат измерений объема газа j-м СИ равен
.
(23)
7.2. Исходные данные по п. 5.9 неизвестны
7.2.1. Определяют по формуле (11) средний расход газа через каждый прибор учета.
7.2.2. С учетом исходных данных о метрологических характеристиках приборов учета газораспределительной сети определяют:
по формуле (12) - пределы допускаемых относительных погрешностей измерений приборами учета поставщика, по формуле
(24)
пределы допускаемых относительных погрешностей измерений приборами учета потребителей.
7.2.3. Определяют пределы допускаемых абсолютных погрешностей измерений объема газа приборами учета поставщика и потребителей в расчетном периоде по формуле
(25)
7.2.4. Определяют предел допускаемой абсолютной погрешности измерений объема потребления газа за расчетный период по формуле
(26)
7.2.5. Определяют поправки к результатам измерений объема газа всех СИ.
Поправка к результатам измерений j-го СИ поставщика равна
(27)
Поправка к результатам измерений СИ j-го потребителя равна
(28)
7.2.6. Исправленные результаты измерений объема газа определяют по формуле (23).
Ключевые слова: сетевой газ, расход, коммерческий учет, инструментальные потери, дисбаланс в системе "поставка-потребление", метод определения поправок к результатам измерений
Содержание
1. Область применения
2. Нормативные ссылки
3. Сокращения и обозначения
4. Основные положения
5. Исходные данные
6. Оценка инструментальных потерь в газораспределительной сети за расчетный период
7. Определение поправок к результатам измерений
7.1. Исходные данные по п. 5.9 известны хотя бы для части типов приборов учета расхода газа
7.2. Исходные данные по п. 5.9 неизвестны