СПОСОБ УЧЕТА И БАЛАНСА КОЛИЧЕСТВА ГАЗА И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ Российский патент 2016 года по МПК G01F1/86 

Изобретение относится к области теплотехнических измерений и учета количества и баланса природного газа и может быть использовано при измерениях количества и составлении фактического баланса природного газа в условиях поставки, транспорта и потребления в системе газораспределительной сети региона.

Известны способы составления баланса газа в системе поставки и потребления, в которых основным документом, регулирующим рыночные отношения, являются «Правила учета газа», утвержденные Минэнерго России от 2012 г. Преимущественное право по учету газа отведено при приеме-передаче потребителю, а при отпуске газа - поставщику (п.2.6). Учету, измерению и расчету подвергаются количественные объемные (п.2.3) и качественные показатели газа (1.3), а также фактические потери газа (п.2.1). В качестве критерия баланса принят отчет за месяц (п.2.7).

Естественным следствием Правил является серия следующих друг за другом ужесточающих требований: ГОСТ 8.143-75 «ГСИ. Государственный первичный эталон и общесоюзная схема для средств измерений объемного расхода газа в диапазоне 1*10^-6-1*10² м³/с», ГОСТ Р 8.618-2006 «Государственная поверочная схема для средств измерений объемного и массового расходов газа» и ГОСТ Р 8.741-2011 «ГСИ. Объем природного газа. Общие требования к методикам измерений».

Соответственно датам разработки и утверждения указанных стандартов установлены требования к рабочим средствам измерения расхода: 5%, 4% и (1.5, 2.0, 2.5 и 3)% - в зависимости от значений объемного расхода.

Однако волевые изменения требований вступают в противоречие с природой средств измерений. Так, (1.5-3)-процентный предел измерений, установленный ГОСТ Р 8.741-2011 закрывает доступ целому классу мембранных счетчиков, используемых для измерения расхода в промышленности в диапазоне до 160 м³/ч с межповерочным интервалом до 10 лет, с соответственно высокой надежностью и открывают дорогу ротационным счетчикам и ультразвуковым счетчикам. У современных ротационных счетчиков межповерочный интервал 5 лет, низкая надежность, выход из строя при гидроударах. Ультрозвуковые счетчики применяются с индивидуальными методиками измерений и требуют согласования с регуляторами давления.

Формула «проектировщик всегда прав, потому что прав проектировщик» относится также к поставщику, не может быть аксиомой. Так, например, у поставщика установка расходомера до редуктора ГРС, на высоком давлении (40 кгс/см²), не равноценна с установкой расходомера на низкой стороне (3-6 кгс/см²). Резкий спад давления при большом расходе приводит к резкому изменению термодинамического состояния газа и соответственно к изменению его параметров. Последующее восстановление термодинамических параметров газа по мере его транспорта к потребителям ставит в неравные условия измерение параметров газа узла учета поставщика и потребителей. Если это не так, то не лежали бы несколько часов пробоотборники на газоперекачивающих станциях Поставщика, ожидая «успокоения газа» для измерения качественных показателей.

Практические примеры свидетельствуют о недостаточности повышения точности измерения объема и волевых приемов для решения задачи небаланса газа. Необходимы новые технические предложения в целях обеспечения требований единства измерений.

Известны сравнительные характеристики разброса теплотворной способности единицы массы природного газа и единицы объема (2) на основании исследования данных паспортов газа магистрального газопровода в течение нескольких лет. Приведены параметры разброса теплотворной способности единицы массы и единицы объема, выраженные в виде отношений среднеквадратических отклонений. Показано, что разброс теплотворной способности единицы массы стабильнее характеристик единицы объема в 4-5 раз.

Необходимость наряду с балансами объема сводить тепловой баланс требует ежесуточного контроля состава газа хроматографом, что в региональном плане дорого и требует поиска более простых способов решения данной задачи.

Следует вывод - в известных источниках либо рассматривается узконаправленная задача совершенства измерений единичных параметров текучих сред, либо сравнительные характеристики не поддержаны техническими предложениями для получения положительного эффекта. И те и другие ограничены в применении при учете количества и балансе природного газа в регионах.

Наиболее близким к предлагаемому способу является способ баланса газа, изложенный в МИ 2578-2000, МИ 2578-2003, которые приняты в качестве прототипа.

В известном способе учета и баланса количества газа в системе региона, по которому на отчетном интервале времени на основании установленных ранее центром метрологической службы относительных погрешностей (относительных расширенных неопределенностей) средств измерений расхода газа в диапазоне измерений узлов учета газа для потребителей, с помощью статистической обработки устанавливают ΔV_Δ - приращения объемов к измеренным исходным объемам в стандартных условиях, но не более абсолютной погрешности соответствующего средства измерений расхода, причем баланс исходных объемов поставщика и потребителей или исходного объема поставщика и скорректированных объемов потребителей составляют в виде разности объемов, между объемом, отпущенным поставщиком газа, и суммой объемов, израсходованных потребителями с приборным учетом и потребителями с учетом газа по нормам, причем производят расчет и изменение приращений в установленных пределах, при устремлении разности объемов, участвующих в балансе газа к нулю, причем известный способ распространен при условиях случайного характера распределения неопределенности измерений,

при постоянстве установленной центром метрологии абсолютной величины неопределенности измерений в межповерочном интервале средств измерения количества газа,

при учете реальных условий эксплуатации, в которых неопределенность измерений изменяется по установленному закону,

при учете изменения физико-химических свойств природного газа за время отчетного периода.

Известный способ имеет следующие недостатки:

- показания узлов Поставщика не корректируются, что ставит в неравные условия участников рынка и противоречит утвержденным «Правилам учета газа» 2012 г. (п.2.6).

- не учитывает массу газа в системе баланса газа. Данное упущение противоречит основным физико-химическим свойствам веществ и их соединений, например принципу построения таблицы Менделеева, в которой основные свойства веществ распределены в соответствии с их атомными весами, т.е. массами атомов. Следствием Периодического закона является устойчивая зависимость свойств веществ от массы (веса) молекул, грамм-молекул, от массы (веса) устойчивых сложных молекулярных соединений, которым является природный газ.

Высокая стабильность теплотворной способности единицы массы природного газа (2) является ярким подтверждением Периодического закона Менделеева и требованием необходимости использования массы в системе учета газа.

Учет только объема газа при разбросе в широких пределах состава газа приводит к небалансу тепловых мощностей, что требует постоянной коррекции норм расхода газа либо необходимости мириться с неизбежными потерями, перерасходом или недостачей газа. Данное обстоятельство приводит к неустойчивой работе тепловых электростанций, литейных предприятий, предприятий химической индустрии и пр., а также обычных котельных «от мала до велика»; не учитывает тепловые потери газа в газораспределительных сетях, которые имеют существенные величины на региональных газопроводах протяженностью для отдельных регионов десятки тысяч километров. Например, протяженность сетей ОАО «Калугаоблгаз» составляет 6325 км с объемом транспортируемого газа 1.2 млрд·м³. Отсутствие учета тепловых потерь, перебрасывает потерянное количество газа с плеч газораспределительной организации на плечи потребителей, а в некоторых случаях, при уравнивании баланса, - и на плечи поставщика. Без учета тепловых потерь протяженность распределительных сетей ограничена только падением давления среды газа у удаленных потребителей.

Задачей данного изобретения является использование дополнительных метрологических параметров, методик измерений и расчета, обеспечивающих более высокую стабильность учета газа, меньший разброс и повышение точности результатов баланса газа, а также измерение и учет транспортных потерь в сетях газораспределения.

1. Поставленная задача решается тем, что составляется баланс объемов газа, причем устанавливаются ΔV_Δ-приращения объемов к измеренным исходным объемам газа в стандартных условиях как для потребителей, так и для поставщика, причем изменения ΔV_Δ-приращений объемов касается не только величин, но и знака при устремлении баланса к нулю, дополнительно составляется баланс масс газа аналогично балансу объемов, для чего определяют на узле учета поставщика отпущенную исходную массу газа и потребленные исходные массы газа потребителями с приборным учетом и без приборного учета по нормам, причем исходные массы газа могут быть измерены любым известным методом измерений, либо получены расчетным путем умножения исходных измеренных объемов в стандартных условиях поставщика и потребителей на соответствующие по ближайшим точкам отбора плотности газа в стандартных условиях.

2. Дополнительно к п.1 проводят коррекцию и баланс скорректированных масс газа поставщика и потребителей, причем коррекция производится путем суммирования ΔМ_Δ-приращения с исходной массой, ΔМ_Δ-приращение рассчитывают умножением относительной суммарной неопределенности измерения массы в долях единицы на соответствующую величину исходной массы, величину ΔМ_Δ - приращения устанавливают не более абсолютной величины суммарной расширенной неопределенности измерений массы газа в диапазоне измерений, установленных в нормативных документах, со знаком приращения, обеспечивающим сходимость баланса масс.

3. Дополнительно приводят баланс объемов к балансу масс газа, определяют составляющие баланс ΔV_m-скорректированные объемы, для чего измеренную или рассчитанную исходную массу газа на узле поставщика и узлах учета газа потребителей относят к соответствующей договорной плотности в стандартных условиях, а договорную плотность в стандартных условиях определяют по среднему значению текущей плотности в стандартных условиях за прошедший отчетный период или определенную другим способом, дополнительно определяют текущие ΔV_m-приращения к исходным объемам поставщика и потребителей путем определения абсолютной величины разности между текущими ΔV_m-скорректированными объемами и соответствующими исходными объемами в стандартных условиях.

Дополнительно суммируют текущие ΔV_Δ и ΔV_m-приращения с текущими исходными объемами и проводят баланс объемов поставщика и потребителей на отчетном интервале, устанавливая знаки суммы ΔV_Δ и ΔV_m-приращений, обеспечивающих сходимость баланса скорректированных объемов.

4. Дополнительно к п. 2 при определении баланса масс газа к сумме скорректированных масс потребителей прибавляют сумму соответствующих масс тепловых транспортных потерь газа по участкам газораспределительной сети, причем элементарную потерю массы газа определяют на участке газораспределительной сети в единицу времени произведением перепада плотности газа в стандартных условиях на известный расход объема газа на выделенном участке газораспределительной сети, перепад плотности рассчитывают по разности величин плотностей в стандартных условиях в начале и в конце выделенного участка, начало участка определено точкой отбора газа поставщика, конец - ближайшей точкой отбора газа, например точкой отбора газа на газопроводе удаленного потребителя, а общие тепловые потери массы определяют, суммируя элементарные потери по участкам газораспределительной сети на отчетном интервале времени определения баланса газа, считая перепад плотности в стандартных условиях величиной постоянной по участкам газораспределительной сети.

5. Дополнительно к п.3 при определении баланса объема газа к сумме скорректированных объемов потребителей прибавляют сумму объемов тепловых транспортных потерь газа по участкам газораспределительной сети, причем элементарную тепловую потерю объема газа на участке газораспределительной сети в единицу времени определяют путем деления соответствующей элементарной тепловой потери массы на договорную плотность в стандартных условиях, а общие тепловые потери объема рассчитывают, суммируя элементарные потери объема по участкам газораспределительной сети на интервале времени определения баланса объема газа, причем элементарную потерю массы газа определяют на участке газораспределительной сети в единицу времени произведением перепада плотности газа в стандартных условиях на известный расход объема газа на выделенном участке газораспределительной сети, перепад плотности рассчитывают по разности величин плотностей в стандартных условиях в начале и в конце выделенного участка, начало участка определено точкой отбора газа поставщика, конец - ближайшей точкой отбора газа, например точкой отбора газа на газопроводе удаленного потребителя,

6. Дополнительно к п.4 проводят расчет теплового баланса. При этом в балансе масс умножают каждую составляющую на рассчитанную среднюю величину теплотворной способности единицы массы газа, определенную за несколько текущих прошедших месяцев, причем теплотворную способность рассчитывают путем деления текущей ежесуточно измеренной теплотворной способности единицы объема газа на соответствующую текущую.

Примечание. Масса газа может быть измерена непосредственно, например, кариолисовым расходомером, или косвенным методом, например, с помощью стандартного сужающего устройства;

ρ_cnci - измеренное значение величины плотности газа в стандартных условиях, действующее на узле Поставщика в точке измерений расхода на i-e текущие сутки отчетного периода

- суммарный объем по зарегистрированным объемам в стандартных условиях Потребителей всех видов газораспределительной сети, в том числе объемы, рассчитанные по нормам, на собственные нужды сети газораспределительной организации (ГРО), включая население, принадлежащей к каналу ГРС.

В свою очередь ГРС отпускают газ по группам (районам) j, k, l, …, принадлежность к которым устанавливается равноудаленностью потребителей от выхода ГРС и однотипностью трубопровода. Предел изменения j, k, l, …от единицы до количества потребителей J, К, L, … в соответствии с наименованием группы.

Группы (районы) J, К, L, …распределены по соответствующим ГРС региона, принадлежащим к одному магистральному газопроводу.

- исходные текущие объемы в стандартных условиях потребителей всех видов

- сумма составляющих масс газа Потребителей по группам J, К, L, …, подключенных к данному каналу поставщика и измеренных за отчетный период за i-е сутки с распределением потребителей аналогично указанным в предыдущих абзацах,

где:

- рассчитанные исходные текущие массы потребителей по исходным текущим объемам;

ρcji, ρcki, ρcli, … - измеренное значение величины плотности газа в стандартных условиях, действующее в группе J, К, L, …на текущие i-е сутки отчетного периода.

В соответствии с пп.1, 2 и 8, фактически для региона или для района региона, где сводится баланс газа, устанавливаются пределы, до которых допускается разброс небаланса, стремящийся к нулю:

где Δw_нб - небаланс тепла по отпуску и приему количества газа.

В предельном случае процесса сведения баланса, когда «мосты все сожжены», т.е. исчерпаны все недочеты поставщика и потребителей, задача сводится к использованию факторов случайного распределения неопределенности (погрешности) измерений параметров газа и случайного характера распределения во времени состава газа. При этом предлагается использовать в расчетах наиболее стабильные физико-химические параметры газа, коими являются масса и единица массы газа, что и составляет суть предполагаемого изобретения.

Задача разбивается на составление исходных балансов, наряду с известным балансом объемов в стандартных условиях, дополнительно - баланса масс и тепла и скорректированных указанных балансов. Коррекция производится путем приращений к составляющим исходных балансов.

Приращения определяются по единым правилам, с той разницей, что при сложении с рассчитанными исходными объемами, массами, с учетом вероятностного характера, приращениям присваивают противоположные знаки для потребителя и поставщика.

При положительном небалансе (8), что обычно при большом количестве потребителей, в случае превышения величины небаланса установленного предела, с целью сходимости, устанавливают знак приращения для поставщика отрицательный, а для каждого потребителя - положительный, производят изменения величин приращений до тех пор, пока не будут выполняться неравенства (8). При этом изменения приращений для поставщика имеют первый приоритет.

При отрицательном небалансе выполняют аналогичные операции. При этом знаки для приращений поставщика и потребителя в целях сходимости баланса изменяются на противоположные.

Исходный объем, приведенный к стандартным условиям, определен на каждом коммерческом узле по закону Менделеева-Клайперона (1). Исходные массы потребителей измеряются или определяются по формулам (7.1).

Приращения к исходным объемам и массам определяются ниже.

Суммарные ΔV_Δ и ΔM_Δ - приращения по неопределенности измерений расхода за отчетный период для объема и массы определяются следующими условиями:

- по потребителям J-го района определены суммой по i-м интервалам, по всем j-м потребителям:

Где

- единичные приращения к объему и массе соответственно, равные величине абсолютной погрешности измерения единичного объема Vc_ji и массы m_ji,

δν_yyгji, δm_yyгji - относительная расширенная неопределенность (относительная погрешность) измерения (абсолютная величина) j-го УУГ измерения объема и массы, в процентах,

Vc_nji, m_nji - текущий объем в стандартных условиях, текущая масса, рассчитанные на на i-ом интервале узла учета потребителя газа с номером от 1 до J;

- для поставщика за отчетный период ΔV_Δ и ΔM_Δ-приращения по неопределенности измерений определяют суммой по i-м интервалам

Где

Относительная погрешность каждого коммерческого УУГ утверждается ЦСМ и согласуется региональным представителем поставщика газа в двустороннем Акте.

Расчет теплового баланса (Δw_нб) проводят с учетом баланса масс (3) и средней величины теплотворной способности единицы массы

где w_ncmcp=Z(w_ncvi/ρ_cnci)/k - средняя величина теплотворной способности единицы массы за несколько предыдущих отчетных периодов действующая на узле поставщика, k - количество элементарных текущих интервалов в выбранном расчетном периоде,

w_ncvi - текущая теплотворная способность единицы объема замеренная на узле поставщика.

w_nmjcp, w_nmkcp, w_nmjср - средние величины теплотворных способностей единиц массы определенных на узлах групп потребителей, определенные за несколько отчетных периодов аналогично предыдущему определению.

С учетом коррекции масс с использованием ΔM_Δ-приращений к текущим массам из уравнения небаланса скорректированных масс (9) вытекает уравнение теплового небаланса:

Данный метод позволяет использовать теплотворную способность единицы массы, измеренную на узле поставщика методом хроматографии (ГОСТ 23781-87, ГОСТ 22667-82) или методом определения теплоты сгорания водяным калориметром (ГОСТ 27193-86), в тепловых расчетах по всей сети ГРО.

Приведение баланса объемов к балансу масс газа проводят по результатам баланса масс в следующем порядке.

Определяют ΔV_m-приращения к исходному объему (сумме исходных объемов) по результатам учета баланса масс (3, 5, 7, 7.1) в системе баланса объема (2,4, 6, 6.1) в стандартных условиях нижеследующими преобразованиями.

Суммарный скорректированный объем газа ( $$V_n^{*}$$ ) по ΔV_m-приращениям в соответствии с рассчитанной суммарной массой газа по каналу ГРС рассчитывается из определения суммарной массы (7, 7.1) через договорную величину плотности в стандартных условиях на отчетный период (ρ_cd):

где ρ_cd=(Σ_iρ_cji)/n* - среднее арифметическое значение плотности предыдущего (τ_0-1)перед текущим (t₀) отчетным периодом, а n* - количество элементарных расчетных i-периодов (суток) в предыдущем (τ_0-1) отчетном периоде (месяце).

Суммарное приращение объема канала ГРС по потребителям на отчетном интервале состоит из суммы ΔV_m-приращений по каждому узлу учета потребителя газа (из разности двух уравнений (13) и (6), с составляющими, взятыми по абсолютной величине:

Причем ряд абсолютных величин текущих приращений в i-е циклы

сохраняется в архивах на узле учета газа либо на соответствующем сервере.

Аналогично определяется суммарное ΔV_m-приращение объема поставщика (абсолютных величин разности составляющих) на узле учета газа поставщика:

где V_cnci, V_cnci ρ_сnci/ρ_cd - приведенные объемы в стандартных условиях: исходный и скорректированный соответственно,

ρ_cnci - плотность газа в стандартных условиях, измеренная на выходе канала ГРС

Ряд текущих приращений по абсолютной величине:

сохраняется в соответствующих архивах.

Расчет тепловых потерь объема газа по газораспределительной сети ГРО (ΔV_c(t)) производится по участкам сети в соответствии с перепадами плотности газа на данных участках (при этом используются положения патента №2425333). Участки определены расположением групп J, К, L, …(районам) потребителей и выходами ГРС, принадлежащими к одному магистральному газопроводу, состав и плотность газа в стандартных условиях контролируется хроматографом или плотномером поставщика.

Транспортные тепловые потери объема суммируют по выделенным группам (районам) потребителей за отчетный интервал времени τ₀:

где, например, для каждого потребителя группы J определены потери объема газа:

элементарный объем тепловых потерь газа в стандартных условиях при транспорте газа к j-му потребителю определяется через договорную

плотность газа в стандартных условиях ρ_cd и перепад плотности в стандартных условиях, где:

- масса для потерь газа для j-го узла газа на i-м интервале;

Δρ_cji - перепад плотности на участке транспортного трубопровода от группы / до ГРС;

Qc_ij - объемный расход газа j-го потребителя J-го района за текущий период измерений τ_i, приведенный к стандартным условиям.

Общие тепловые потери распределительной сети района за отчетный период определяются соответствующей суммой, см. составляющую (19):

Тепловые потери на других участках сети ГРО определяются аналогично.

Измерение перепада плотности газа на участке сети производят путем измерения плотности в начале и конце участка газопровода поточным хроматографом или плотномером, либо путем ручного отбора проб газа и последующими измерениями в стационарной лаборатории. Однократный отбор проб в i-ый интервал времени производится с задержкой, равной времени прохода газа от ГРС до удаленной группы потребителей.

Общие тепловые потери массы газа по району определяют суммированием потерь по участкам распределительной сети и суммированиям по i-ым интервалам за отчетный период с учетом (21):

Известно устройство, близкое по структуре и алгоритмам работы к выполнению баланса по предлагаемому способу, например, «Автоматизированная система коммерческого учета газа» АСКУГ, разработанная в ООО HПП «Турботрон», г. Ростов-на-Дону, которое выбрано в качестве прототипа общей структуры предлагаемого устройства.

Основу узлов учета газа составляют измерительные комплексы для измерения расхода, объема и массы газа.

Известны измерительные комплексы SEVC-D, см. «Руководство по эксплуатации SEVC-D», предназначенные для измерения объема и объемного расхода природного газа в рабочих условиях и автоматического приведения измеренного объема газа по ГОСТ 5542-87 к стандартным условиям в зависимости от давления, температуры и коэффициента сжимаемости. Программирование данного корректора допускается через посредство интерфейса RS232.

Известны измерительные комплексы на основе корректора СПГ761, см. «Руководство по эксплуатации СПГ 761», Раздел 2.3 Основные функциональные возможности:

… - косвенные измерения (вычисления) объемного расхода при рабочих и стандартных условиях, объема при стандартных условиях, массового расхода, массы...

… - ввод значений настоечных параметров (базы данных) с компьютера или с клавиатуры...

… - Раздел 2.4. Коммуникация с внешними устройствами.

…Корректоры снабжены интерфейсами RS232, …оптическим и RS485…интерфейс RS232... с поддержкой технологий GRPS, RS485…(для) объединения приборов в информационную сеть (местный уровень).

Имеются и другие аналоги, например измерительные комплексы на основе «Блока коррекции объема газа «ФЛОУГАЗ», «Суперфлоу», «Гиперфлоу» и др. но, как и комплекс SEVC-D, они ограничены измерением количества газа в единицах объема.

Наиболее близким к предлагаемому устройству узлов учета применяемых в системе АСКУГ является измерительный комплекс на основе корректора СПГ 761, который предложен в качестве прототипа узла учета газа.

Известная автоматизированная система коммерческого учета газа с известными узлами учета газа содержит (см. фиг.1) первый 1 сервер основного поставщика и второй сервер 2 региональной компании, канал связи 3 поставщика, ориентированный на технологию GSM/GRPS-связи, поточный хроматограф 4 поставщика, с системой отбора газа 5 из магистрального газопровода 6 высокого давления газа, содержит газораспределительные станции 7 ГРС, входы которых подключены магистральному газопроводу 6, а выходы через узлы учета газа 8 ГРС и газопроводы 9 газораспределительной сети региона подключены к узлам учета газа потребителей 10 напрямую или через кустовые узлы учета газа 11, через канал связи 3 поставщика первый сервер 1 подключен ко второму серверу 2, к поточному хроматографу 4, к узлам учета газа 8 ГРС, второй сервер 2 подключен через канал связи 3.1 региона, ориентированный на технологию GSM/GRPS - связи, к узлам учета газа потребителей 10 и кустовым узлам 11 учета газа, в составе узлов учета газа 8, 10 и 11 содержатся корректоры 12 (см. фиг.2) с портами связи, ориентированными: первые 13 - на технологию GSM/GPRS-связи, подключенные к каналам связи поставщика 3 и региона 3.1 соответственно на узлах поставщика 8 и потребителей 10 с кустовыми узлами 11 учета газа через GSM/GPRS модемы 13.1,

вторые порты 14 ориентированы на работу в местной информационной сети, также в составе узлов учета газа содержатся первичные преобразователи 15 объема (массы), абсолютного давления и температуры, связанные с микропроцессором 12.1 корректора 12.

Известному устройству присущи все указанные недостатки-способа прототипа. Предлагаемое устройство обеспечивает работу по предложенному способу, устраняющему недостатки известного способа и известного устройства.

Предлагаемое устройство содержит дополнительно серверы 16, установленные по районам региона, которые, в свою очередь, подключены к каналу связи 3.1 региона, в каждом районе установлен поточный хроматограф 17 или плотномер на газопроводе удаленного потребителя, которые также подключены к каналу связи 3.1 региона.

По отличительному признаку в предлагаемом устройстве узел учета газа дополнительно содержит корректор 18 учета и расчета вторичных параметров коррекции, в состав которого входит микропроцессор 19 с портами, ориентированными: первый 20 - на местную связь, второй 21 - на внешнюю связь с технологией GSM/GPRS-связью и третий порт 22 - на местную, оперативную связь, для временного подключения переносного персонального компьютера 23, к микропроцессору подключено табло 24 показаний оперативной информации.

Первый порт 20 местной связи корректора 18 подключен к второму порту местной связи 14 микропроцессора 12.1 корректора 12 узла учета газа 8 (10 и (или) 11), второй порт 21 корректора 18 вторичных параметров подключен к каналу связи 3.1 региона через GSM/GPRS модем 21.1.

Предлагаемое устройство работает следующим образом.

На каждом узле учета газа поставщика 8 или потребителя 10 или узлового учета газа 11 (см. фиг.1) информация в виде электрических сигналов поступает с первичных преобразователей 15 (см. фиг.2) объема, абсолютного давления и температуры среды газа в корректор 12 узла учета газа, который приводит объем в рабочих условиях (V_pi), измеренный за 1-й период времени, к стандартным условиям (V_ci) по формуле Менделеева-Клайперона (1).

Текущие объемы газа в рабочих и стандартных условиях сохраняются в оперативной памяти корректора 12.1 и накапливаются до окончания i-го периода. По окончании каждого часа и i-го периода bвеличины объемов в рабочих условиях Vp_i(i…24) и Vp_i (за час и i-период) и приведенные к стандартным условиям Ус_i(1…24) и Vc_i (за час и i-период) соответственно поступают в архив, оперативное запоминающее устройство - стек и хранятся в виде часовых, суточных и месячных расходов в корректоре 12.1.

Аналогично формируется и сохраняется в стеке информация по расходу массы газа. Средние параметры среды газа абсолютного давления и температуры сопровождают параметры расхода объема и массы газа. В суточных архивах (1-x периодов) также хранится информация о вторичных параметрах среды газа (плотности газа в стандартных условиях ρ_с, концентрации CO₂, N₂ и пр.).

После поступления в архив (долговременную память микропроцессора 12.1 корректора 12 узла учета газа 8 (10, 11) информация о расходах и сопровождающих параметров среды газа готова для запроса внешнего пользователя.

На структурной схеме фактически единый GSM/GPRS канал связи условно разделен по условию ограничения доступа для пользователей. Например, для первого сервера 1 основного поставщика установлен доступ ко второму серверу 2 региональной компании, к поточному хроматографу 4 и узлам учета 8 ГРС 7. Второму серверу 2 разрешен доступ к первому серверу 1, к серверам 16 районов и к узлам учета 10,11 газа региона. Серверам районов 16 разрешена связь со вторым сервером 2 региона, с соответствующими по району узлами учета газа потребителей 10, кустовыми узлами 11 учета газа, а также с местным хроматографом 17 или плотномером. Причем в зависимости от алгоритма выполнения той или иной задачи ограничения доступа могут быть изменены первым 1 или вторым сервером 2 по соответствующему соглашению между поставщиком и региональной компанией по поставке газа.

По окончании каждого i*n периода, где n=1, 2, … - количество текущих суток отчетного периода τ₀, сервера районов 16 запрашивают текущую информацию по расходам объемов и масс с узлов учета и кустовых узлов учета газа и выполняют расчеты по текущему балансу газа за i*n текущий период по формулам (2), (3), (4) и (5). Данные по текущей плотности, необходимой для расчетов на узлах 10, (11) учета газа потребителей, серверы 16 запрашивают у местных хроматографов (плотномеров) 17.

Промежуточные расчеты расхода газа на узлах учета газа потребителей 10 и кустовых узлов учета 11 в i-периоды времени производятся за секундные циклы с учетом усредненного состава и физико-химических параметров газа, которые измеряются и рассчитываются на хроматографах или плотномерах 17 за больший период, не синхронизированный по времени с i-периодом. Серверы 16 районов передают информацию по составу и плотности газа районным узлам 10, 11 учета газа перед началом i-периода.

В свою очередь, узлы учета газа 8 ГРС также, перед началом i-периода получают от первого сервера 1 необходимую информацию для расчетов в i-периоде по составу газа и плотности газа с хроматографа или плотномера 4 поставщика.

Кроме того, серверы 16 районов и сервер 1 по окончанию предыдущего отчетного периода производят расчеты договорной плотности ρ_cd, равной средней величине текущих плотностей в стандартных условиях ρ_сi за предыдущие n циклов измерений, равных количеству суток в предыдущем месяце.

Таким образом, по окончании i-1 периода, перед началом следующего отчетного периода информация о договорной плотности ρ_cd готова для использования на узлах учета потребителей и поставщика для расчета текущих параметров и текущих приращений объема и массы газа в следующем договорном периоде.

Дополнительно серверы районов 16 осуществляют автоматическую коррекцию баланса газа района по окончанию каждого i-го периода, рассчитывая соответствующие приращения и включая их в текущий баланс газа совместно с тепловыми потерями в газораспределительных сетях района, запрашивая необходимую дополнительную информацию у второго сервера 2 по входной плотности, измеряемой сервером 4 поставщика газа.

При этом серверы 16 J, К, L, …районов производят расчет ряда текущих величин ΔV_Δ, ΔM_Δ - приращений по объему и массе для каждого района аналогично району J, используя выражения (9) и (10), включая и суммарные приращения за отчетный период, в зависимости от функции влияния абсолютных суммарных неопределенностей измерений соответствующего расхода по каждому узлу учета газа.

При этом производится учет абсолютных величин относительной расширенной неопределенности измерений объема (δν_yyгj) и массы (δ_myyгj) по диапазону измерений каждого узла учета газа, которые установлены центром метрологии (ЦСМ) в соответствующих паспортах.

Для Поставщика первый сервер 1 выполняет расчеты за отчетный период, суммируя текущие объемы в стандартных условиях и массы газа, рассчитанные по формулам (4) и (5) для каждого узла учета 8 поставщика, а также осуществляет коррекцию объема и массы газа, рассчитывая текущие величины ΔV_Δ, ΔМ_Δ-приращений по объему и массе и суммы приращений за отчетный период (см. формулы (11) и (12)) по каждому узлу учета газа 8 поставщика, используя данные по составу газа и плотности хроматографа 4.

Серверы 16 J, К, L, …районов производят также приведение баланса объемов к балансу масс по каждому району (приведение объемов газа к единой договорной плотности).

Для чего выполняют расчеты ряда текущих величин за каждый текущий i-й период ΔV_nm-приращений для каждого потребителя с учетом баланса массы на отчетном периоде по формуле (16.1).

Заранее, по окончании каждого i-периода необходимые данные о текущих расходах объема сервера 16 получают на узлах учета потребителей 10 и узловых учетах газа 11. Данные по составу газа и текущей плотности в стандартных условиях серверы районов 16 получают по запросам к хроматографу или плотномеру 17 соотвествующего района.

Аналогично выполняет расчеты сервер 1 по приведению исходных объемов в стандартных условиях, измеренных на узлах 8 учета газа на ГРС поставщика, к балансу масс. В расчетах ряда текущих величин за каждый текущий i-й период ΔV_nm-приращений и суммы за отчетный период по узлам 8 учета газа используются выражения (18), (17). При этом необходимые данные по составу газа и плотности сервер 1 запрашивает с хроматографа 4.

Суммарные приращения по потребителям за отчетный период по региону определяет второй сервер 2 региона по формуле (16) с использованием данных серверов 16 районов. Аналогичные операции выполняет сервер 1 для поставщика, рассчитывая по формуле 17 приращения для одного узла учета газа, с последующим суммированием по узлам учета 8 ГРС районов.

Сервера 16 определяют тепловые потери по газопроводам газораспределительной сети районов, используя расчетные формулы для каждого узла учета газа: потерь по объему в стандартных условиях (20), для потерь массы (21), а для расчетов общих тепловых потерь по району суммируют потери по всем узлам учета газа, используя выражения 19.

Для расчета тепловых потерь серверы 16 запрашивают величину текущей плотности поставщика у второго сервера 2, который, в свою очередь, получает ее с хроматографа 4 через первый сервер 1.

В сервере 16 каждого района текущие величины ΔV_Δ, ΔM_Δ, ΔV_m - приращений и тепловых потерь по узлам учета потребителей суммируются с текущими величинами приведенных исходных объемов, образуя предельный ряд коррекции объемов (уравнение приведено для района J-сумма объемов и коррекций к объемам по всем узлам района от 1 до J):

где: i изменяется от 1 до n, а n равно количеству дней в текущем отчетном интервале τ₁ (месяце);

Σ_jΣ_iVc_ji, Σ_jΣ_iΔVc_nmji, Σ_jΣ_iΔVc_nδji, Σ_jΣ_iΔVc_ntji - суммарный приведенный к стандартным условиям объем газа, суммарное приращение объема по результатам учета массы газа, суммарное приращение объема по учету относительной суммарной неопределенности измерений, суммарные тепловые потери по сети газораспределения района соответственно.

Накапливаемая сумма предела скорректированных объемов V*c_J доступна для пользователя в любое время на отчетном интервале сервера 16 каждого района.

Расчеты суммы скорректированных объемов в серверах районов К, L, …проводятся аналогично району J.

Районные сервера 16 формируют аналогично объемам предельные ряды потребленных масс газа потребителями:

где Σ_jΣ_Im_nji, Σ_jΣ_im_nδji, Σ_jΣ_iΔm_ntji - сумма массы газа, потребленного потребителями района, суммарное приращение от учета относительной неопределенности измерений массы газа, суммарные потери массы газа при его транспорте по газопроводам газораспределительной сети региона соответственно.

С учетом данных поставщика газа соответствующей ГРС района серверы района 16 производят расчеты баланса газа в соответствии с выражениями (2) и (3) для нескорректированных объемов и масс газа и частными выражениями формул (6) по объемам и (7.1) и массам, учтенным по районам.

Предельные ряды для скорректированных объемов поставщика получают по разности между исходными объемами, приведенными к стандартным условиям по закону Клайперона-Менделеева (1) и (4) и приращениями:

- по неопределенности измерений объема газа (11) - Σ_iVc_nсδi;

- по учету массы газа, полученными с учетом (18) - Σ_iVc_ncmi;

Предельные ряды для скорректированных масс поставщика получают по разности между исходными массами, полученными по формуле (4) и приращениями:

- по неопределенности измерений масс газа (11) - Σ_iΔ_ncδi;

Расчеты небаланса с использованием пределов скорректированных объемов и масс выполняют сервера 16 аналогично выражениям (2) и (3):

Далее серверы 16 преобразуют величины составляющих уравнения (26) и (27) в целях удовлетворения требований (8). После чего осуществляют перераспределение приращений по узлам Поставщика и Потребителей, соблюдая установленные требования по пределам абсолютных величин неопределенностей измерений (ΔVc_δ, Δm_ncδ) максимальной величины приращения объема по массе (макс ΔVc_mi). Конечный результат баланса готов для сервера 2 по окончанию отчетного периода.

Второй сервер 2 по составлению общего баланса региона и по окончанию отчетного периода формирует общий тепловой баланс региона в соответствии с расчетными операциями (13) и (14). Информация по тепловому балансу сохраняется в месячном и годовом архивах и доступна для пользователя.

Таким образом, по окончанию элементарного расчетного и измерительного любого i-го периода (окончания коммерческих суток) серверы района 16 проводят балансы газа объема, массы и тепловые балансы без коррекции и с коррекцией на основании которых принимается решение на текущий период соответственно по формулам (2), (3) и указаниям (8).

Последовательная проверка состояния и сведение баланса по суткам в районах обеспечивает реальность его сведения за отчетный период в регионе.

По окончании отчетного периода второй сервер 2 формирует окончательный отчет по балансу газа, на основании которого производится контрольная раздача фактически учтенного газа по районам, сервера которых производят окончательные расчеты по фактически потребленному газу потребителями.

Сумма объемов газа тепловых потерь по региону за время отчетного интервала предъявляется ГРО в отчетном документе поставщика.

По отличительному признаку узел учета газа в целях расширения функций и дополнительной информации для потребителя и (или) и поставщика дополнительно содержит корректор 18 вторичных параметров.

Корректор 18 предназначен для учета и расчета вторичных параметров коррекции объема и массы газа, рассчитанных на измерительном комплексе 12 соответствующего узла учета газа 10 (11 и (или) 8).

Корректор 18 выполняет частные расчеты соответствующих приращений и тепловых потерь на участке газопровода по принадлежности сети ГРО. При этом разгружаются серверы 2 региона и 16 района, а также дополнительная информация по вторичным параметрам позволяет поставщику или (и) потребителю принимать решение о целесообразности совершенствования узла учета, об уменьшении потерь при транспорте и предъявлении требований к качеству газа.

Микропроцессор 19 корректора вторичных параметров 18 (см. фиг.2) обеспечивает автоматические запросы к внешним устройствам через порт внешней связи 21 и GSM/GPRS - модем 21.1 по вводу-выводу информации, производит алгоритмические - арифметические операции по хранению, преобразованию информации, производит вывод информации на табло 24. Установка базы данных, прием необходимой информации производятся также через третий порт 22 персональным компьютером 23.

Ввод и вывод необходимой информации с измерительного комплекса 12 узла учета газа 10 (11 и (или) 8), связь с внешними устройствами происходит через порт 13 и GSM/GPRS - модем 13.1.

Обмен информацией по местным запросам между корректором 12.1 узла учета газа 12 и корректором 18 происходит через порты 14 и 20.

Корректор вторичных параметров 18 выполняет операции расчета и учета ΔV_Δ, ΔM_Δ - приращений объема и массы газа от функций влияния суммарной относительной неопределенности измерений объема и масс.

Расчет ΔV_Δ, ΔM_Δ-приращений объема и массы для потребителя производится: за текущий i-й (один) период для выбранного узла учета газа по формулам (10), за несколько i-x периодов, от 1 до n - по формулам (9).

Для поставщика газа корректор вторичных параметров 18 выполняет расчет ΔV_Δ, ΔM_Δ-приращений объема и массы за текущий i-й (один) период по формулам (12), за несколько i-x периодов, от 1 до n - по формулам (11).

Относительная расширенная неопределенность, в зависимости от диапазона работы коммерческого узла учета заносится в базу данных корректора 18 в соответствии с требованиями, установленными ЦСМ в «Акте проверки состояния и применения средств измерений…» по ГОСТ Р 8.740-2011.

Корректор 18 вторичных параметров определяет единичные, за i-й период абсолютные величины ΔV_m-приращений объема по результатам учета массы газа, используя формулы (16.1) и (18) для узлов потребителя и поставщика соответственно.

Суммарное количество на отчетном интервале абсолютных величин ΔV_m-приращений объема по результатам учета масс для Потребителя определяют по формулам (16), для выбранного узла Поставщика по формуле 17.

Расчет тепловых потерь объема газа проводит также корректор 18 вторичных параметров на отчетном интервале на участке сети по принадлежности к узлу учета выполняют по формуле 19.1 с учетом текущих потерь массы (21, объема (20). Для расчета перепада плотности Δρ_cji на участке сети газораспределения, необходимые данные по текущим плотностям в точках отбора на границах участка газораспределительной сети по принадлежности к узлу учета, корректор 18 вторичных параметров запрашивает с хроматографа 4 через серверы 16 и 2.

Данные по договорной плотности в стандартных условиях корректор 18 запрашивает у сервера 16, условно-постоянные на отчетный период по району. Текущие данные по расходу (Qc_ij) корректор получает с сопряженного корректора 12.1 через собственный порт 21 и порт 14 корректора 12.1.

Расчет предельного скорректированного объема V*c_J* и массы m*_J по сумме приращений и тепловых потерь объема и массы производят соответственно, используя формулу (22) и (23) для узлов 10, 11 Потребителя и узлового узла учета газа. Для Поставщика соответственно используются формулы (24) и (25).

Микропроцессор 19 также воспринимает и хранит информацию о скорректированных и согласованных Поставщиком объемов V**c_J и массы m**_J газа.

Солью, первоосновой предлагаемого способа и устройства, является использование массы газа в качестве одного из основных критериев учета количества газа и сведения баланса между поставщиком и потребителями, включая газораспределительную организацию. Причем расход газа газораспределительной организацией дополнен измеренными тепловыми потерями. Применение данного способа неизбежно приводит к совершенствованию автоматизированной коммерческой системы учета газа, включая совершенствование узлов учета потребителя и поставщика. Предлагаемая АСКУГ расширяет функции системы с контрольной до сведения баланса газа. Предлагаемый узел учета газа АСКУГ позволяет проводить не только самодиагностику, с конкретным учетом инструментальных потерь, диагностировать тепловые потери при транспорте газа по участку газораспределительной сети и диагностировать потери измерения объема газа и корректировать объем с учетом массы газа.

Усложнение Автоматизированной системы и узлов учета газа с лихвой окупается последующей выгодой определения и уменьшения тепловых потерь по транспорту газа, совершенствованию сети ГРО, ГРС и узлов учета газа. Открытие информации и учет инструментальных потерь устанавливает в конституционных равных правах поставщика, транспортную организацию и потребителя.

Экономическая выгода от применения предлагаемой системы очевидна. Динамичная система сведения баланса, прямая заинтересованность владельца узла в его совершенствовании, использовании более точных расходомеров, прямые измерения тепловых потерь требуют нахождения путей их сокращения. Учет нестабильности состава газа требует уменьшения его разброса. В целом, использование баланса по массе обращает внимание на противоречия между единицами измерения количества газа и необходимости контроля массы газа, обеспечивающие прямые тепловые расчеты в системе поставки газа.

Сведение баланса в масштабе региона позволяет сократить миллиардные убытки при миллионных затратах на разработку и внедрение предлагаемого способа и устройства.

Литература

1. Правила учета газа. (Проект) Минтопэнерго России (2012 г.).

2. В.А. Старовойтов. «Термодинамика транспорта и баланса природного газа». З. и ПМ №1 - 2011 г.

3. В.В. Лячнев, В.А. Старовойтов. «О закономерности изменений состава и плотности потока природного газа». Журнал «Компетентность» 7/68/2009.

Изобретение относится к области теплотехнических измерений и учета количества и баланса природного газа и может быть использовано при измерениях количества и составлении фактического баланса природного газа в условиях поставки, транспорта и потребления в системе газораспределительной сети региона. Отличительной особенностью способа учета и баланса количества газа и устройства для его осуществления является то, что учитывают количества газа как на узлах учета поставщика, так и на узлах учета потребителей, а также и тепловые потери в газораспределительной сети. Причем на каждом узле учета газа кроме определения объема в стандартных условиях определяют массу газа с составлением общего баланса масс региона, определяют тепловые потери массы и объема при транспорте газа к конкретному потребителю и тепловых потерь в газораспределительной сети, определяют балансы объема в стандартных условиях с учетом коррекции от функций влияний учета баланса масс, неопределенности измерения объема в стандартных условиях и учета тепловых потерь транспорта газа, определяют балансы масс газа с учетом неопределенности измерения массы газа и тепловых потерь при транспорте газа, определяют тепловой баланс региона с учетом баланса масс, с учетом текущей теплотворной способности и текущей плотности газа в стандартных условиях. Технический результат - повышение стабильности учета газа, меньший разброс и повышение точности результатов баланса газа. 2 н. и 5 з.п. ф-лы, 2 ил.

1. Способ учета и баланса количества газа, по которому, на отчетном интервале времени, на основании установленных ранее центром метрологической службы относительных погрешностей (относительных расширенных неопределенностей) средств измерений расхода газа в диапазоне измерений узлов учета газа потребителей с помощью статистической обработки, устанавливают ΔV_Δ-приращения объемов к измеренным исходным объемам в стандартных условиях, но не более абсолютной погрешности соответствующего средства измерений расхода, причем баланс исходных объемов поставщика и потребителей или исходного объема поставщика и скорректированных объемов потребителей составляют в виде разности объемов, между объемом, отпущенным поставщиком газа, и суммой объемов, израсходованных потребителями с приборным учетом и потребителей с учетом газа по нормам, причем производят расчет и изменение приращений к каждому узлу учета газа, в установленных пределах, при устремлении разности объемов, участвующих в балансе газа к нулю, причем известный способ распространен
при условиях случайного характера распределения неопределенности измерений,
при постоянстве установленной центром метрологии абсолютной величины неопределенности измерений в межповерочном интервале средств измерения количества газа,
при учете реальных условий эксплуатации, в которых неопределенность измерений изменяется по установленному закону,
при учете изменения физико-химических свойств газа за время отчетного периода,
отличающийся тем, что составляется баланс объемов газа, причем рассчитывают ΔV_Δ-приращения к объемам потребителей и объемам поставщика, включая изменение величин и знаков приращений, как для потребителей, так и для поставщика, дополнительно составляется баланс масс газа аналогично балансу объемов, для чего определяют на узле учета поставщика отпущенную исходную массу газа и потребленные исходные массы газа потребителями с приборным учетом и без приборного учета по нормам,
причем исходные массы газа могут быть измерены любым известным методом измерений, либо получены расчетным путем умножения исходных измеренных или установленных по нормам объемов в стандартных условиях поставщика и потребителей на соответствующие величины по ближайшим точкам отбора к узлу учета газа плотностей газа в стандартных условиях.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что дополнительно проводят коррекцию и баланс скорректированных масс газа поставщика и потребителей аналогично проведению баланса скорректированных объемов, причем коррекция производится путем суммирования ΔM_Δ-приращения массы с исходной массой, причем ΔM_Δ-приращение массы рассчитывают умножением величины относительной суммарной неопределенности измерения или определения массы в долях единицы на соответствующую величину исходной массы, величину ΔM_Δ-приращения массы устанавливают не более абсолютной величины суммарной расширенной неопределенности измерений или определения массы в диапазоне измерений, установленных в нормативных документах, при этом принимают знак приращения, обеспечивающий сходимость баланса масс.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что дополнительно приводят баланс объемов к балансу масс газа, для чего, во-первых, определяют составляющие баланс величины ΔV_m-скорректированных объемов, при этом измеренную или рассчитанную исходную массу на узле учета поставщика и узлах учета потребителей относят к соответствующей договорной плотности газа в стандартных условиях, которую определяют по среднему значению текущей плотности в стандартных условиях за предыдущий отчетный период или другим способом, во-вторых, дополнительно определяют величины ΔV_m-приращений к исходным объемам поставщика и потребителей путем определения абсолютной величины разности между текущими ΔV_m-скорректированными объемами и соответствующими исходными объемами в стандартных условиях, в-третьих, дополнительно суммируют текущие ΔV_Δ и ΔV_m-приращения с текущими исходными объемами в стандартных условиях и проводят баланс вторично скорректированных объемов поставщика и потребителей на отчетном интервале времени, устанавливая знаки суммарных ΔV_Δ и ΔV_m-приращений в целях сходимости баланса.

4. Способ по п.2, отличающийся тем, что при определении баланса масс газа дополнительно к сумме скорректированных масс потребителей прибавляют сумму соответствующих масс тепловых транспортных потерь газа по участкам газораспределительной сети, причем элементарную потерю массы газа определяют на участке газораспределительной сети в единицу времени произведением перепада плотности газа в стандартных условиях на известный расход объема газа на выделенном участке газораспределительной сети, перепад плотности рассчитывают по разности величин плотностей в стандартных условиях в начале и в конце выделенного участка, начало участка определено точкой отбора газа поставщика, конец - ближайшей точкой отбора газа, например точкой отбора газа на газопроводе удаленного потребителя, а общие тепловые потери массы определяют, суммируя элементарные потери по участкам газораспределительной сети на отчетном интервале времени определения баланса газа, считая перепад плотности в стандартных условиях величиной постоянной по участкам газораспределительной сети.

5. Способ по п.3, отличающийся тем, что при определении баланса объема газа дополнительно к сумме скорректированных объемов потребителей прибавляют сумму объемов тепловых транспортных потерь газа по участкам газораспределительной сети, причем элементарную тепловую потерю объема газа на участке газораспределительной сети в единицу времени определяют путем деления соответствующей элементарной тепловой потери массы на договорную плотность в стандартных условиях, а общие тепловые потери объема рассчитывают, суммируя элементарные потери объема по участкам газораспределительной сети на интервале времени определения баланса объема газа, причем элементарную потерю массы газа определяют на участке газораспределительной сети в единицу времени произведением перепада плотности газа в стандартных условиях на известный расход объема газа на выделенном участке газораспределительной сети, перепад плотности рассчитывают по разности величин плотностей в стандартных условиях в начале и в конце выделенного участка, начало участка определено точкой отбора газа поставщика, конец - ближайшей точкой отбора газа, например точкой отбора газа на газопроводе удаленного потребителя,

6. Способ по п.4, отличающийся тем, что дополнительно проводят расчет теплового баланса, при этом в балансе масс умножают каждую составляющую на рассчитанную среднюю величину теплотворной способности единицы массы газа, определенную за несколько текущих прошедших месяцев, с учетом текущей ежесуточной теплотворной способности единицы массы газа, которую рассчитывают путем деления текущей ежесуточно измеренной теплотворной способности единицы объема газа на соответствующую текущую измеренную или рассчитанную плотность в стандартных условиях, причем текущую теплотворную способность единицы объема газа и текущую плотность в стандартных условиях определяют из проб на ближайшей точке отбора газа от узла учета.

7. Автоматизированная система коммерческого учета газа (АСКУГ) содержит первый сервер поставщика газа и второй сервер региональной компании по реализации газа - РГК, содержит канал связи поставщика и канал связи РГК, ориентированные на технологию GSM/GPRS-связи, содержит поточный хроматограф поставщика газа с системой отбора газа из магистрального газопровода высокого давления газа, содержит газораспределительные станции - ГРС,
распределенные по районам региона,
входы которых подключены к магистральному газопроводу,
а выходы последовательно через узлы коммерческого учета газа, принадлежащие ГРС и соответствующие газораспределительные сети районов региона подключены к коммерческим узлам учета газа потребителей напрямую или через кустовые узлы учета газа,
первый сервер поставщика через канал связи поставщика подключен ко второму серверу, подключен к поточному хроматографу поставщика,
узлы учета газа АСКУГ содержат корректоры, в состав которых входят порты, ориентированные на технологию GSM/GPRS-связи и порты местной связи,
причем порты корректоров узлов учета газа ГРС с технологией GSM/GPRS - связи подключены через канал связи поставщика к первому серверу поставщика,
аналогичные порты корректоров узлов учета газа потребителей и кустовых узлов учета газа подключены через канал связи РГК ко второму серверу, а порты местной связи узлов учета газа по необходимости ориентированы на организацию местных автоматизированных систем, отличающаяся тем, что для реализации предлагаемого способа по п.4, или 5, или 6 АСКУГ дополнительно содержит районные серверы, установленные по районам региона, которые связаны через канал связи РГК с соответствующими по району узлами коммерческого учета газа потребителей и кустовыми узлами учета газа через порты корректоров узлов учета, ориентированные на технологию GSM/GPRS-связи, районные серверы также связаны через канал связи РГК со вторым сервером РГК, связаны с соответствующими району хроматографом или плотномером, установленным в районе на газопроводе удаленного потребителя, которые также связаны через канал связи РГК со вторым сервером РГК.

8. Автоматизированная система коммерческого учета газа АСКУГ по п.7, отличающийся тем, что узлы коммерческого учета газа дополнительно содержат корректоры учета и расчета вторичных параметров коррекции, в состав каждого из которых входит микропроцессор с портами, ориентированными на технологию GSM/GPRS-связи и местную связь, причем порт GSM/GPRS-связи подключается к соответствующему каналу GSM/GPRS-связи, первый порт местной связи подключен к порту местной связи соответствующего корректора узла учета газа, второй порт местной связи подключен к входу персонального компьютера, а информационный выход микропроцессора подключен к дисплею табло корректора учета и расчета вторичных параметров коррекции.